Betreiber von Biogasanlagen müssen kein großes Risiko eingehen, um ihren Strom direkt zu  vermarkten. Alle Möglichkeiten des Marktes können sie allerdings erst nutzen, wenn sie ihre Anlage flexibilisieren – doch das will wiederum gut überlegt sein.


Betreiber von Biogasanlagen müssen kein großes Risiko eingehen, um ihren Strom direkt zu  vermarkten. Alle Möglichkeiten des Marktes können sie allerdings erst nutzen, wenn sie ihre Anlage flexibilisieren. Foto: AEE


Die Direktvermarktung von Strom aus Biogasanlagen entwickelt sich langsam, aber sicher. Nach Berechnungen von Ulrich Keymer, Agrarökonom an der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft, werden derzeit bundesweit 1.635 Megawatt Biogas-Stromleistung direkt nach dem Marktprämienmodell vermarktet. Das entspreche etwa der Hälfte der installierten Leistung, sagte Keymer beim Biogas-Fachgespräch am Mittwoch in Leipzig. „Das heißt, es ist noch viel Potenzial da, das noch nicht für die Direktvermarktung genutzt ist.“

Die Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien nach dem Marktprämienmodell ist seit Anfang 2012 möglich. Anlagenbetreiber können sich monatlich entscheiden, ob sie den erzeugten Ökostrom ins örtliche Netz einspeisen und nach den festen Einspeisesätzen des EEG Erneuerbare Energien Gesetzes vergüten lassen, oder ob sie ihn selbst direkt an Kunden oder an der Strombörse vermarkten wollen.

Keymer geht davon aus, dass die Anlagenbetreiber sich nicht selbst mit der Vermarktung beschäftigen, sondern damit ein spezialisiertes Partnerunternehmen beauftragen. In der einfachen Form der Direktvermarktung, wenn der Anlagenbetreiber den Strom weiter wie bisher produziert, sieht der Agrarökonom ein geringes Risiko und ein „überschaubares Erlöspotenzial“. Daher sei sie gut dafür geeignet, Markterfahrungen zu sammeln.

Für etwas anspruchsvoller hält er die Bereitstellung von Regelleistung, die Netzbetreiber benötigen, um die Ein- und Ausspeisung von Strom auszugleichen. Dabei verpflichtet sich ein Anlagenbetreiber, zu bestimmten Zeiten seine Anlage auf Anforderung des Netzbetreibers hoch- oder herunter zu fahren. Ein etwas höheres Risiko wird hier mit einem etwas höheren Erlöspotenzial belohnt. Dabei kommt es vor allem darauf an, dass der Anlagenbetreiber die Regeln und die Fahrpläne des Netzbetreibers einhält. Größere Investitionen sind noch nicht nötig.

Vor deutlich größeren Herausforderungen stehen Betreiber, die ihre Biogasanlage für einen bedarfsgerechten Intervallbetrieb nutzen und die damit verbundenen Mehrerlöse erschließen wollen. Das ist grundsätzlich auf zwei Wegen möglich. Zum einen kann die Gasproduktion der Anlage abgesenkt werden. Damit wird es möglich, ein vorhandenes Block-Heizkraftwerk in Zeiten geringen Strombedarfs und niedriger Börsenpreise herunter zu fahren. In Zeiten großen Strombedarfs und hoher Börsenpreise läuft es wieder auf Vollast. Zum anderen ist es möglich, in eine höhere BHKW-Leistung zu investieren und so die bisherige Gasproduktion voll für die flexible Stromproduktion zu nutzen. In beiden Fällen steht dem Anlagenbetreiber eine Flexibilitätsprämie zu. Hinzu kommen mögliche Mehrerlöse von Strombörse und Regelleistung.  „Wer seine Anlage flexibilisiert, kann alle Möglichkeiten des Marktes nutzen“, sagte Keymer. „Er muss sich aber auch intensiv damit auseinandersetzen.“

Schließlich sind die beträchtlichen Investitionen in ein größeres oder ein zusätzliches BHKW auch mit einigen rechtlichen Fallstricken verbunden. So führt der Zubau eines neuen BHKW möglicherweise zu Abschlägen bei der EEG-Vergütung, ebenso der Austausch eines BHKW gegen ein deutlich leistungsstärkeres neues BHKW. Der auch im neuen EEG verankerte Anspruch auf die Flexibilitätsprämie kann wie ihre Höhe jederzeit durch eine Rechtsverordnung geändert werden. Hinzu kommt ein „Flexprämiendeckel“ im EEG 2014, der den Zubau nach dem 31. Juli 2014 auf 1.350 MW begrenzt. „Damit wird die Flexibilisierung konterkariert“, befand der Münchner Agrarökonom. „Das ist wie Russisch Roulette – ich weiß nur nicht, wie viele Kugeln im Revolver sind.“

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