Kraftstoff statt Strom: Eine Chance für Altanlagen?
Mit dem Verkauf von Biomethan als Kraftstoff könnten sich Biogasanlagenbetreiber einen neuen Markt erschließen. Es gibt aber aktuell noch viele Unsicherheiten, zeigte ein Webinar.
Gas oder Strom verkaufen? Diese Frage stellen sich immer mehr Biogasanlagenbetreiber, die jetzt für die Zeit nach dem ersten Vergütungszeitraum im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) planen. „Der Markt bietet viele Chancen: Er ist zukunftsfähig, politisch gewollt und baut auf einer Technik auf, die ausgereift ist“, erklärte Melanie Glötzl, Biogasspezialistin beim Beratungsnetzwerk C.A.R.M.E.N. e.V. aus Straubing auf einem Webinar zu Post-EEG-Konzepten. Glötzl präsentierte in der Veranstaltung Ergebnisse des dreijährigen Forschungsprojekts „Repoweringmaßnahmen hinsichtlich zukünftiger Aufgaben von Biogasanlagen“ (kurz: REzAB), das C.A.R.M.E.N. zusammen mit der TH Ingolstadt und der FH Münster durchgeführt hat.
Verschiedene Vermarktungskonzepte
Für die Biomethanproduktion ist zunächst eine Aufbereitungsanlage nötig, um aus Biogas (mit ca. 52 % Methan) Biomethan mit über 90 % Methan herzustellen. „Während Biomethan für die Gasseinspeisung als Erdgasersatz aus mindestens 98 % Methan bestehen muss, sind beim Kraftstoff nur 80 % nötig“, sagt Glötzl.
Je nach Art der Aufbereitung hat der Anlagenbetreiber mehrere Möglichkeiten, um in den Kraftstoffmarkt einzusteigen:
Er kann den Kraftstoff über eine Hoftankstelle für landwirtschaftliche Fahrzeuge nutzen,
er kann eine öffentliche Tankstelle am Betriebsstandort eröffnen,
er kann eine bestehende Tankstelle beliefern,
er kann das Biomethan ins Gasnetz einspeisen.
Erlös aus Gasverkauf und Quotenpreis
Bei der Vermarktung des Kraftstoffs ist wichtig zu wissen: Verkauft wird das Gas an der Tankstelle wie Erdgas. Das würde jedoch die Erzeugungskosten bei weitem nicht decken. „Eine zusätzliche Erlöskomponenten ist der Verkauf der ‚grünen‘ Eigenschaft“, sagt Glötzl. Diese lässt sich in Form einer Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) vermarkten.
Biomethan hat eine bestimmte THG-Minderung pro kg. Dafür gibt es Standardwerte im Bundesimmissionsschutzgesetz, sie lassen sich allerdings auch anlagenspezifisch berechnen. Nach der Erneuerbare-Energien-Richtlinie II (RED II) der EU, die aktuell ins deutsche Recht überführt wird, gelten zudem neue Werte. Eine besonders hohe THG-Minderung ergibt sich bei der Vergärung von Wirtschaftsdünger. „Für eine hohe THG-Minderung ist auch eine Abdeckung des Gärrestlagers sowie die Nachverbrennung das Schwachgases nach der Gasaufbereitung wichtig“, ergänzt sie.
Feststeht: Je höher die spezifische THG-Minderung pro kg Kraftstoff ist, desto größer ist die Menge der Quote, die sich verkaufen lässt. Der aktuelle Quotenpreis liegt bei umgerechnet etwa 4 ct/kWh (Heizwert), wenn ausschließlich Wirtschaftsdünger eingesetzt wird.
Voraussetzung für die Rentabilität
Wichtig für die Wirtschaftlichkeit des Kraftstoffverkaufs sind auch folgende Punkte:
Auf dem Betriebsgelände muss ausreichend Platz die Aufbereitungsanlage sein.
Entweder muss das Erdgasnetz für die Einspeisung in der Nähe verlaufen oder für den Betrieb einer eigenen Tankstelle muss die Abnahme entsprechend hoch sein. Dafür müssen also viele Fahrzeuge am Tag zum Tanken kommen.
Die Aufbereitungsanlage benötigt viel Strom. Für einen günstigen Biomethanpreis sind niedrige Strombezugskosten wichtig, z.B. über den Eigenverbrauch einer Photovoltaikanlage.
Absatz realistisch einschätzen
Bei der Abschätzung der Wirtschaftlichkeit sollten Anlagenbetreiber die mögliche Kraftstoffmenge, die an einem Standort abgesetzt werden kann, nicht zu hoch einschätzen, rät Glötzl. Als Vergleichswert hat sie den CNG-Absatz im Jahr 2019 durch die Anzahl der Gastankstellen in Deutschland geteilt. Die pro Tankstelle verkaufte Gasmenge entspricht einer Bemessungsleistung von 130 kW elektrisch. „Man kann also nicht davon ausgehen, dass man das Gas einer Anlage mit 500 kW elektrisch vollständig als Kraftstoff absetzen kann“, warnt sie.
Gut wäre eine hohe Grundauslastung durch feste Kunden wie Pflegedienste, Busunternehmer, kommunale Fahrzeuge, Speditionen usw.
Aktuelle Entwicklungen
Unter günstigen Voraussetzungen ist nach Berechnungen von C.A.R.M.E.N. der Kraftstoffverkauf durchaus rentabel. Allerdings gibt es rechtliche Unsicherheiten und Entwicklungen, die die Wirtschaftlichkeit stark beeinflussen könnten:
Geplante Anhebung der HöchstgebotswerteBisher liegen die spezifischen Einnahmen beim Kraftstoffverkauf für eine im Forschungsprojekt beschriebene gängige Biogasanlage mit ursprünglich 500 kW elektrisch bei 6,9 ct/kWh Feuerungswärmeleistung (FWL). Beim Strom wären es 6,4 ct, wenn sich der Anlagenbetreiber nach dem noch aktuellen EEG an einer Ausschreibung beteiligt. Nach dem aktuellen Kabinettsbeschluss zur EEG-Novelle könnten die Höchstgebotswerte bei der Ausschreibung allerdings um 2 ct/kWh steigen. Zudem soll der Flexzuschlag auf 65 €/kW erhöht werden. „Dann wäre Strom bei 7,4 ct/kWh. In diesem Fall wäre es für den Anlagenbetreiber wirtschaftlicher, weiter Strom zu erzeugen“, rechnet Glötzl vor.
Energiesteuergesetz: Für den Kraftstoff CNG (Compressed Natural Gas, also komprimiertes Erdgas) zahlen Autofahrer bis Ende 2023 einen vergünstigten Steuersatz. Danach soll der dieser schrittweise von 1,39 ct bis zum Jahr 2027 auf bis zu 3,18 ct/kWh ansteigen. „Wenn der Anlagenbetreiber bei 4 ct/kWh Quotenerlös über 3 ct Kraftstoffsteuer zahlen muss, ist das uninteressant“, erklärt Glötzl.
Mautbefreiung: Noch sind Lkw und andere Schwerlastfahrzeuge, die Gas tanken, von der Maut befreit. Daher ist ihr Interesse an dem Gaskraftstoff hoch. Wenn die Mautbefreiung wegfällt, würde die Nachfrage von dieser Seite her sinken.
RED II: Zur Umsetzung der RED II hat das Bundesumweltministerium ein „Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote“ vorgelegt. Die Biokraftstoffbranche, aber auch die Deutsche Energieagentur und andere kritisieren den Entwurf als viel zu wenig ambitioniert. „Je nachdem, wie das Gesetz ausfällt, könnte auch das die Nachfrage nach der Quote beeinflussen“, sagt sie.
CO₂-Bepreisung: Der Bundestag hat kürzlich dem Brennstoffemissionshandelsgesetz zugestimmt. Danach gibt es ab 2021 einen Preis auf CO₂ auch bei fossilen Kraftstoffen. Aber es ist noch unklar, wie die einzelnen Kraftstoffe bewertet werden und wie sich das auf die Preise von Diesel und Benzin im Vergleich zu CNG auswirkt.
Weitere Infos
Wer sich zu dem Thema weiter informieren möchte:
Das Biogas Forum Bayern hat zum Thema "Biomethan als Kraftstoff" und "Quotenhandel" mehrere Broschüren erstellt, die Sie kostenlos unter www.biogas-forum-bayern.de herunterladen können.
Den Leitfaden zum REzAB-Projekt „Biogas nach dem EEG: (Wie) kann’s weitergehen?“ können mit ausführlicher Darstellung der Konzepte und Berechnungen können sie kostenlos unter www.carmen-ev.de herunterladen.
Gas oder Strom verkaufen? Diese Frage stellen sich immer mehr Biogasanlagenbetreiber, die jetzt für die Zeit nach dem ersten Vergütungszeitraum im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) planen. „Der Markt bietet viele Chancen: Er ist zukunftsfähig, politisch gewollt und baut auf einer Technik auf, die ausgereift ist“, erklärte Melanie Glötzl, Biogasspezialistin beim Beratungsnetzwerk C.A.R.M.E.N. e.V. aus Straubing auf einem Webinar zu Post-EEG-Konzepten. Glötzl präsentierte in der Veranstaltung Ergebnisse des dreijährigen Forschungsprojekts „Repoweringmaßnahmen hinsichtlich zukünftiger Aufgaben von Biogasanlagen“ (kurz: REzAB), das C.A.R.M.E.N. zusammen mit der TH Ingolstadt und der FH Münster durchgeführt hat.
Verschiedene Vermarktungskonzepte
Für die Biomethanproduktion ist zunächst eine Aufbereitungsanlage nötig, um aus Biogas (mit ca. 52 % Methan) Biomethan mit über 90 % Methan herzustellen. „Während Biomethan für die Gasseinspeisung als Erdgasersatz aus mindestens 98 % Methan bestehen muss, sind beim Kraftstoff nur 80 % nötig“, sagt Glötzl.
Je nach Art der Aufbereitung hat der Anlagenbetreiber mehrere Möglichkeiten, um in den Kraftstoffmarkt einzusteigen:
Er kann den Kraftstoff über eine Hoftankstelle für landwirtschaftliche Fahrzeuge nutzen,
er kann eine öffentliche Tankstelle am Betriebsstandort eröffnen,
er kann eine bestehende Tankstelle beliefern,
er kann das Biomethan ins Gasnetz einspeisen.
Erlös aus Gasverkauf und Quotenpreis
Bei der Vermarktung des Kraftstoffs ist wichtig zu wissen: Verkauft wird das Gas an der Tankstelle wie Erdgas. Das würde jedoch die Erzeugungskosten bei weitem nicht decken. „Eine zusätzliche Erlöskomponenten ist der Verkauf der ‚grünen‘ Eigenschaft“, sagt Glötzl. Diese lässt sich in Form einer Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) vermarkten.
Biomethan hat eine bestimmte THG-Minderung pro kg. Dafür gibt es Standardwerte im Bundesimmissionsschutzgesetz, sie lassen sich allerdings auch anlagenspezifisch berechnen. Nach der Erneuerbare-Energien-Richtlinie II (RED II) der EU, die aktuell ins deutsche Recht überführt wird, gelten zudem neue Werte. Eine besonders hohe THG-Minderung ergibt sich bei der Vergärung von Wirtschaftsdünger. „Für eine hohe THG-Minderung ist auch eine Abdeckung des Gärrestlagers sowie die Nachverbrennung das Schwachgases nach der Gasaufbereitung wichtig“, ergänzt sie.
Feststeht: Je höher die spezifische THG-Minderung pro kg Kraftstoff ist, desto größer ist die Menge der Quote, die sich verkaufen lässt. Der aktuelle Quotenpreis liegt bei umgerechnet etwa 4 ct/kWh (Heizwert), wenn ausschließlich Wirtschaftsdünger eingesetzt wird.
Voraussetzung für die Rentabilität
Wichtig für die Wirtschaftlichkeit des Kraftstoffverkaufs sind auch folgende Punkte:
Auf dem Betriebsgelände muss ausreichend Platz die Aufbereitungsanlage sein.
Entweder muss das Erdgasnetz für die Einspeisung in der Nähe verlaufen oder für den Betrieb einer eigenen Tankstelle muss die Abnahme entsprechend hoch sein. Dafür müssen also viele Fahrzeuge am Tag zum Tanken kommen.
Die Aufbereitungsanlage benötigt viel Strom. Für einen günstigen Biomethanpreis sind niedrige Strombezugskosten wichtig, z.B. über den Eigenverbrauch einer Photovoltaikanlage.
Absatz realistisch einschätzen
Bei der Abschätzung der Wirtschaftlichkeit sollten Anlagenbetreiber die mögliche Kraftstoffmenge, die an einem Standort abgesetzt werden kann, nicht zu hoch einschätzen, rät Glötzl. Als Vergleichswert hat sie den CNG-Absatz im Jahr 2019 durch die Anzahl der Gastankstellen in Deutschland geteilt. Die pro Tankstelle verkaufte Gasmenge entspricht einer Bemessungsleistung von 130 kW elektrisch. „Man kann also nicht davon ausgehen, dass man das Gas einer Anlage mit 500 kW elektrisch vollständig als Kraftstoff absetzen kann“, warnt sie.
Gut wäre eine hohe Grundauslastung durch feste Kunden wie Pflegedienste, Busunternehmer, kommunale Fahrzeuge, Speditionen usw.
Aktuelle Entwicklungen
Unter günstigen Voraussetzungen ist nach Berechnungen von C.A.R.M.E.N. der Kraftstoffverkauf durchaus rentabel. Allerdings gibt es rechtliche Unsicherheiten und Entwicklungen, die die Wirtschaftlichkeit stark beeinflussen könnten:
Geplante Anhebung der HöchstgebotswerteBisher liegen die spezifischen Einnahmen beim Kraftstoffverkauf für eine im Forschungsprojekt beschriebene gängige Biogasanlage mit ursprünglich 500 kW elektrisch bei 6,9 ct/kWh Feuerungswärmeleistung (FWL). Beim Strom wären es 6,4 ct, wenn sich der Anlagenbetreiber nach dem noch aktuellen EEG an einer Ausschreibung beteiligt. Nach dem aktuellen Kabinettsbeschluss zur EEG-Novelle könnten die Höchstgebotswerte bei der Ausschreibung allerdings um 2 ct/kWh steigen. Zudem soll der Flexzuschlag auf 65 €/kW erhöht werden. „Dann wäre Strom bei 7,4 ct/kWh. In diesem Fall wäre es für den Anlagenbetreiber wirtschaftlicher, weiter Strom zu erzeugen“, rechnet Glötzl vor.
Energiesteuergesetz: Für den Kraftstoff CNG (Compressed Natural Gas, also komprimiertes Erdgas) zahlen Autofahrer bis Ende 2023 einen vergünstigten Steuersatz. Danach soll der dieser schrittweise von 1,39 ct bis zum Jahr 2027 auf bis zu 3,18 ct/kWh ansteigen. „Wenn der Anlagenbetreiber bei 4 ct/kWh Quotenerlös über 3 ct Kraftstoffsteuer zahlen muss, ist das uninteressant“, erklärt Glötzl.
Mautbefreiung: Noch sind Lkw und andere Schwerlastfahrzeuge, die Gas tanken, von der Maut befreit. Daher ist ihr Interesse an dem Gaskraftstoff hoch. Wenn die Mautbefreiung wegfällt, würde die Nachfrage von dieser Seite her sinken.
RED II: Zur Umsetzung der RED II hat das Bundesumweltministerium ein „Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote“ vorgelegt. Die Biokraftstoffbranche, aber auch die Deutsche Energieagentur und andere kritisieren den Entwurf als viel zu wenig ambitioniert. „Je nachdem, wie das Gesetz ausfällt, könnte auch das die Nachfrage nach der Quote beeinflussen“, sagt sie.
CO₂-Bepreisung: Der Bundestag hat kürzlich dem Brennstoffemissionshandelsgesetz zugestimmt. Danach gibt es ab 2021 einen Preis auf CO₂ auch bei fossilen Kraftstoffen. Aber es ist noch unklar, wie die einzelnen Kraftstoffe bewertet werden und wie sich das auf die Preise von Diesel und Benzin im Vergleich zu CNG auswirkt.
Weitere Infos
Wer sich zu dem Thema weiter informieren möchte:
Das Biogas Forum Bayern hat zum Thema "Biomethan als Kraftstoff" und "Quotenhandel" mehrere Broschüren erstellt, die Sie kostenlos unter www.biogas-forum-bayern.de herunterladen können.
Den Leitfaden zum REzAB-Projekt „Biogas nach dem EEG: (Wie) kann’s weitergehen?“ können mit ausführlicher Darstellung der Konzepte und Berechnungen können sie kostenlos unter www.carmen-ev.de herunterladen.
