Biogas: Welche Strategie lohnt sich?

Vor dieser Frage stehen aktuell etliche Milcherzeuger mit einer Biogasanlage: Was tun, wenn die Anlage aus dem 20-jährigen EEG-Förderzeitraum rausfällt und die garantierte Abnahmevergütung fehlt bzw. nicht mehr zur Rentabilität der Anlage ausreicht?

Berater sehen für Anlagen, die noch in gutem technischen Zustand sind, hier folgende Zukunftsstrategien als realistisch an: Natürlich ist die einfachste und auch günstigste Lösung, im Rahmen des EEG für die Laufzeit von zehn Jahren einen Folgeantrag zu stellen, doch ob man überhaupt zum Zug kommt und unter welchen Bedingungen, ist angesichts des reduzierten Ausschreibevolumens fraglich.

Die letzte Ausschreibungsrunde im Oktober war dreifach überzeichnet und bot nur eine Festver­gütung von im Durchschnitt 18,28 ct/kWh. „Mit einer guten Kombination aus Einspeisung, Direktvermarktung und Eigenstromversorgung kann man zwar auch dann noch eine schwarze Null erzielen, aber viele Betriebe müssen sich um zusätzliche Erlöse kümmern“, sagt Sebastian Bischoff von der Landwirtschaftskammer Niedersachsen.

Eine realistische betriebsindividuelle Kalkulation zahle sich hier in jedem Falle aus. Ausschöpfen sollte man zudem sämtliche Möglichkeiten, um die Betriebskosten zu senken, zum Beispiel über günstigere Substrate wie Körnermaisstroh oder GPS. Und auch bei der Wärmevermarktung sieht der Fachmann bei etlichen Betrieben noch Potenzial.

Jetzt noch flexibilisieren?

Auch wenn die Investitionskosten aktuell hoch sind, wird zu einer Flexibilisierung – also zur Schaffung von Speichermöglichkeiten – der Anlage geraten. „Vor allem, wenn schon ein Gärrestelager vorhanden ist und man die restliche Investition über ein Bonusprogramm fördern lässt, kann sich die Flexibilisierung auch jetzt noch rechnen“, so Bischoff. Eine Flexibilisierung kann für ein gutes Wärmenetz Voraussetzung sein und bringt auch im Direktverkauf des Stroms für die lokale Versorgung künftig möglicherweise höhere Erlöse. Außerdem bleibt damit die Option erhalten, an einer Ausschreibung teilzunehmen.

Gefordert sind derzeit für die Flexibilisierung eine 2,5-fache Überbauung der BHKW-Leistung, maximal 35 % Mais als Substrat (Maisdeckel) und wer nicht nur Gülle oder Mist einsetzt, eine Verweildauer von 150 Tagen im gasdichten System. Eine Alternative könnte laut Robert Wagner vom bayerischen Netzwerk C.A.R.M.E.N. eine aktive Flexibilisierung durch die Investition in ein weiteres BHKW sein. „Damit kann die im Zuge der Ausschreibung mittlerweile auf 45 % der vollen Zeitstunden begrenzte Strommenge kompensiert werden, das heißt, man kann genauso viel Strom wie vorher produzieren und vermarkten.“ Die Leistung der Anlage drosseln, um zu flexibilisieren, sollte man dagegen nicht, weil man damit Gaspotenzial verschenkt.

In eine 99 kW-Anlage investieren?

Aktuell ist es lukrativer, separierte Rindergülle (20 bis 25 €/t) oder Tretmist (30 bis 35 €/t) zu verkaufen, als in eine neue Biogasanlage zu investieren. Trotzdem raten die Experten nicht pauschal vom Neubau einer Biogasanlage ab. Durch die feste Einspeisevergütung von ca. 21 bis 22 ct und der Befreiung von der Direktvermarktung sind vor allem 99 kW-Anlagen mit mind. 80 Masse-% Gülle und Mist nach wie vor wirtschaftlich interessant. Bis Mitte 2025 sind bis 75 kW elektrischer Bemessungsleistung 21,69 ct je kWh garantiert, bis 150 kW 18,71 ct/kWh. Von Vorteil ist, dass bei diesen Anlagen mittlerweile bis zu 10 % überjähriges Kleegras als Wirtschaftsdünger anerkannt wird, sodass weniger GVE nötig sind.

Robert Wagner betont: „Wer für 20 Jahre selbst eine ausreichende Menge an Gülle, Mist und Kleegras zur Verfügung hat, sollte sich die Investition in eine Kleingülleanlage auf jeden Fall durchrechnen lassen. Vor allem, wenn Aussicht auf einen Netzanschluss besteht.“ Wichtig sei dabei allerdings, mit einem realistischen, im Labor ermittelten durchschnittlichen Gasertrag zu rechnen. Die Übersicht 1 zeigt, wie sich die Rendite in Abhängigkeit von Anschaffungswert, Stromertrag und Substratkosten verändert.

In den Methanmarkt einsteigen?

Stark in der Diskussion ist derzeit die Aufbereitung von Biogas aus Wirtschaftsdüngern zu Biomethan, das ins Gasnetz eingespeist und/oder direkt als CNG-Kraftstoff abgesetzt wird (Übersicht 2). Über ein BHKW vermarktet man dann parallel weiter Strom und sichert den Eigenbedarf ab. Weil dafür eine Mindestmenge an Rohbiogas nötig ist (mindestens 500 kW elektr. Leistung) und die Investitionen hoch sind, sieht man im Zusammenschluss mehrerer Anlagen zu Biomethan-Clustern neue Chancen.

Preisbestimmend für Biomethan als Kraftstoff sind die sogenannten THG-Quoten pro t CO₂, die gehandelt werden. Mit Gülle als Substrat lassen sich besonders effizient THG-Emissionen vermeiden und damit mehr THG-Quoten erzielen. Zuletzt ist ihr Preis zwar von 950 € auf 250 €/t CO₂ gesunken. Wie es weiter geht, ist fraglich: Manche Experten rechnen durch die knapper werdenden CO₂-Zertifikate mit einer baldigen Erholung der Preise, andere sind aufgrund des eher weiter steigenden Importes von hydrierten Pflanzenölen und deren Anrechenbarkeit skeptisch.