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AuRaSa – BIOGAS
Schriftenreihe, Heft 14/2020

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 2
Auswirkungen von veränderten energie- und
umweltrelevanten Rahmenbedingungen und
Technologiefortschritt auf die Entwicklung
sächsischer Biogasanlagen – AuRaSa
Joshua Güsewell, Christoph Bahret, Ludger Eltrop
Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER), Universität Stuttgart

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 3
Inhaltsverzeichnis
1
Einleitung ..................................................................................................................................................... 8
1.1
Hintergrund .................................................................................................................................................... 8
1.2
Projektzielstellung ......................................................................................................................................... 9
2
Vorgehensweise .......................................................................................................................................... 9
2.1
Literaturanalyse ........................................................................................................................................... 10
2.1.1
Rahmenbedingungen .................................................................................................................................. 10
2.1.2
Sächsische Landwirtschaft .......................................................................................................................... 15
2.2
Die AuRaSa-Betreiberumfrage.................................................................................................................... 17
2.2.1
Durchführung und Ablauf der Umfrage ....................................................................................................... 17
2.2.2
Auswertung der Umfrage ............................................................................................................................ 17
2.2.3
Herleitung der Referenz-BGA ..................................................................................................................... 21
2.2.4
Rückmeldung an Betreiber .......................................................................................................................... 22
2.3
Bestandsmodellierung ................................................................................................................................. 23
2.4
Szenariorahmen .......................................................................................................................................... 28
2.5
Betriebskonzepte, Geschäftsmodelle und Technologieoptionen (Folgekonzepte) ..................................... 30
2.5.1
Folgekonzepte in der Gruppe 'Anschlussbetrieb im EEG' .......................................................................... 30
2.5.2
Folgekonzepte in der Gruppe 'Weiterbetrieb außerhalb des EEG' ............................................................. 31
3
Ergebnisse ................................................................................................................................................. 34
3.1
Auswertung und Aufbereitung der EEG-Daten ........................................................................................... 34
3.2
Ergebnisse aus der AuRaSa-Betreiberumfrage .......................................................................................... 35
3.2.1
Der BGA-Bestand in Sachsen (- Auswertung der AuRaSa-Betreiberumfrage) .......................................... 35
3.2.2
Referenz-BGA (Modellintegration aus den AuRaSa-Umfragedaten).......................................................... 38
3.3
Vergleich der Folgekonzepte anhand der Referenz-BGA ........................................................................... 41
3.4
Sensitivitätsanalyse der Folgekonzepte ...................................................................................................... 46
3.5
Auswirkungen auf Bestandsentwicklung (Szenarioanalyse) ....................................................................... 49
3.5.1
Entwicklung des Biogas-Anlagenparks in Sachsen bei Umsetzung verschiedener Folgekonzepte .......... 49
3.5.2
Leistungskennzahlen des Biogas-Anlagenparks in Sachsen bei Umsetzung der Folgekonzepte ............. 51
3.5.3
Entwicklungsperspektiven des Biogas-Anlagenparks in Sachsen - Zusammenfassende Auswertung ...... 52
3.6
Umsetzungshürden, weiche Faktoren und Modellierungsunsicherheiten – ein kurzes Fazit ..................... 55
4
Schlussfolgerungen und Empfehlungen ................................................................................................ 57
Literaturverzeichnis .................................................................................................................................................. 60
Glossar ..................................................................................................................................................................... 63
A 1
Betreiberumfrage ...................................................................................................................................... 65
A 1.1
Umfragebogen ............................................................................................................................................. 65
A 1.2
Zusätzliche Auswertungen aus der AuRaSa-Betreiberumfrage ................................................................. 73
A 1.3
Detaillierte Auswertung des AuRaSa-Umfragebogens ............................................................................... 74
A 1.4
Rückmeldebogen für die Teilnehmenden an der AuRaSa-Betreiberumfrage ............................................ 77
A 2
Zusätzliche Daten der Modellierung ........................................................................................................ 79
A 2.1
Verwendete Substrateigenschaften in der Modellierung ............................................................................ 79
A 2.2
Verwendete Kenndaten der Szenarien für die Modellierung ...................................................................... 81
A 3
Ergebnisse der Modellierung ................................................................................................................... 82
A 3.1
Vergleich (Leistungskennzahlen und ökonomische Daten) der Anlagen und Folgekonzepte .................... 82
A 3.2
Kostenkurven für die Bestands-BGA in Sachsen im Szenario "REF"......................................................... 86
A 3.3
Strom- und Gaserzeugung und Substrateinsatz für die Bestands-BGA in Sachsen im
Szenariovergleich bis 2035 ......................................................................................................................... 88

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 4
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Sachsen im Jahr 2016 ................................................ 8
Abbildung 2: Biomasse Anlagen in Sachsen, die ab 2021 aus der 20 jährigen EEG Förderung fallen .................... 9
Abbildung 3: Übersicht über Ziele und Vorgehensweise in den Arbeitspaketen ..................................................... 10
Abbildung 4: Notwendige CO2-Preise für die Parität von Erdgas- und Biogas/-methanpreis ................................. 13
Abbildung 5: Das IER Analyse-Modell für Biogas-Bestandsanlagenentwicklung .................................................... 23
Abbildung 6: Das IER Analyse-Modell für Biogas-Bestandsanlagenentwicklung: Prozessschritte und
Anlagekomponenten ........................................................................................................................... 24
Abbildung 7: Modellierte Einsatzoptimierung einer Beispiel-BGA aus Sachsen ..................................................... 26
Abbildung 8: Kostenübersicht der Referenzbiogasanlage 'REF BGA1' ................................................................... 27
Abbildung 9: Verteilung der Bemessungsleistung und Volllaststunden der BGA in Sachsen ................................. 34
Abbildung 10: Bestandsverteilung Bemessungsleistung und Gülleanteil im Substratmix in den BGA ..................... 35
Abbildung 11: Bestandsverteilung der Verweilzeit im gasdichten System aktuell und bei Abdeckung von
offenen Gärrestlagern ......................................................................................................................... 36
Abbildung 12: Bestandsverteilung Gasspeicherdauer aktuell und bei Abdeckung von offenen GRL ....................... 36
Abbildung 13: Bestandsverteilung Gärrestlagerkapazität und der theoretische Werte der Güllevergärung
bei einem CO
2
-Preis von 180 €/tCO
2
in den BGA der AuRaSa-Betreiberumfrage ............................ 36
Abbildung 14: Bestandsverteilung der Wärmenutzung und dem erzielten spezifischen Wärmepreis,
gewichtet nach Wärmenutzungsanteilen Betriebsintern und -extern in den BGA .............................. 37
Abbildung 15: Bestandsverteilung der Restlaufzeit im EEG und der mittleren Restlaufzeit der BHKW .................... 38
Abbildung 16: Substratverteilung in den Biogasanlagen der Umfrage 2016/17 in Sachsen ..................................... 38
Abbildung 17: Vergleich der Leistungskennzahlen der Folgekonzepte für die Referenz-BGA ................................. 44
Abbildung 18: Vergleich der Investitionshöhen und Kapitalwerte der Folgekonzepte für die Referenz-BGA ........... 45
Abbildung 19: Auswirkungen der Parameter Flexerlöse, Überbauungsgrad und Wärmeerlöse,
Gestehungskosten, Marktwertfaktor und Differenzbetrag .................................................................. 46
Abbildung 20: Auswirkungen der Parameter Strompreis, EEG-Umlage Anteil und Wärmepreis auf Summe,
Erlöse und Differenzbetrag ................................................................................................................. 47
Abbildung 21: Auswirkungen der Variation der Parameter Substratpreise, Wärmepreis und Bafa-Invest-
Zuschuss auf Gestehungskosten, Differenzbetrag und Erlössummen ............................................... 48
Abbildung 22: Auswirkungen der Parameter THG-Quotenerlöse, Gaspreiserlöse und Substratkosten auf
Leistungskennzahlen der REF BGA1 für die Konzepte Biomethan-Netz und Bio-CNG .................... 49
Abbildung 23: Anlegbarer Wert der BGA in Sachsen (n=284) bei Umsetzung des Folgekonzepts 'Flex-
Regulär' ............................................................................................................................................... 50
Abbildung 24: Biomethangestehungskosten der BGA in Sachsen (n=284) bei Umsetzung des
Folgekonzepts 'Biomethan-Netz' im Szenario "REF" .......................................................................... 51
Abbildung 25: Gestehungskosten, Differenzbetrag, Brennstoffausnutzungsgrad und spezifischen THG-
Emissionen der BGA in Sachsen (n=284) .......................................................................................... 52
Abbildung 26: Entwicklung des BGA-Bestandes in Sachsen im Szenariovergleich bis 2035 ................................... 53
Abbildung 27: Brutto-THG-Emissionen, sektorale und Netto-THG-Minderung des BGA-Bestands in
Sachsen im Szenariovergleich bis 2035 ............................................................................................. 54
Abbildung 28: Bestandsverteilung für die installierte Leistung (des BGA-Gesamtbestandes in Sachsen ................ 73
Abbildung 29: Substratmix des BGA-Gesamtbestandes in Sachsen ........................................................................ 73
Abbildung 30: Beispiel für den Rückmeldebogen an die BGA-Betreiber und Teilnehmenden an der
AuRaSa-Betreiberumfrage .................................................................................................................. 78
Abbildung 31: Vergleich der Leistungskennzahlen der Folgekonzepte im Szenario "Gülle+" ................................... 82
Abbildung 32: Vergleich der Leistungskennzahlen der Folgekonzepte im Szenario "Flex++" .................................. 83
Abbildung 33: Vergleich der Investitionshöhen und Kapitalwerte der Folgekonzepte im Szenario "Gülle+" ............. 84
Abbildung 34: Vergleich der Investitionshöhen und Kapitalwerte der Folgekonzepte im Szenario "Flex++" ............ 85

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 5
Abbildung 35: Anlegbarer Wert der BGA in Sachsen bei theoretischer Umsetzung des
Folgekonzepts 'Gülle-Min' ................................................................................................................... 86
Abbildung 36: Anlegbarer Wert der BGA in Sachsen bei theoretischer Umsetzung des
Folgekonzepts 'Gülle-Opt' ................................................................................................................... 86
Abbildung 37: Stromgestehungskosten der BGA in Sachsen bei theoretischer Umsetzung des
Folgekonzepts 'KWK-Eigen' ................................................................................................................ 87
Abbildung 38: Biomethan-Gestehungskosten der BGA in Sachsen bei Umsetzung des
Folgekonzepts 'Bio-CNG' .................................................................................................................... 87
Abbildung 39: Entwicklung der Strom- und (Roh-)Gaserzeugung des BGA-Bestandes in Sachsen im
Vergleich der Szenarien "REF", "Gülle+" und "Flex+" von 2020 bis 2035 .......................................... 88
Abbildung 40: Entwicklung des Substrateinsatzes im BGA-Bestand in Sachsen im Vergleich der
Szenarien "REF", "Gülle+" und "Flex+" von 2020 bis 2035 ................................................................ 88

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 6
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Übersicht zum KWK-Zuschlag für unterschiedliche Leistungsklassen.................................................... 11
Tabelle 2: Neuerung im KWK-Gesetz 2019 zu Zuschüssen und unterschiedlichen Laufzeiten für eingespeisten
Strom ........................................................................................................................................................ 12
Tabelle 3: Post-EEG-Projekte und die dort behandelten Geschäftsfelder bzw. Folgekonzepte .............................. 15
Tabelle 4: Spezifisches Wirtschaftsdüngerpotential in Sachsen nach Landkreisen basierend auf der
Landwirtschaftszählung 2010 ................................................................................................................... 16
Tabelle 5: Hergeleitete Parameter und Annahmen der Umfragedaten .................................................................... 19
Tabelle 6: Parameterklassen für die Einteilung und Charakterisierung von Referenzanlagen ............................... 22
Tabelle 7: Kombination der Parameterklassen aus Tabelle 6 mit direkt zugeordneten BGA ................................... 22
Tabelle 8: Das IER Analyse-Modell für Biogas-Bestandsanlagenentwicklung ......................................................... 24
Tabelle 9: Charakterisierung der Submodule des integrativen Analysemoduls 3 im BGA-Modell ........................... 25
Tabelle 10: Parametermatrix für die Szenarioanalyse ................................................................................................ 30
Tabelle 11: Vergleich der EEG-Folgekonzepte anhand BGA-Auslegungsparameter und Kennzahlen ..................... 33
Tabelle 12: Anlagenkennzahlen der Referenzanlagen aus der Betreiberumfrage 2016/17 ....................................... 39
Tabelle 13: Technische Bestandsdaten zu Fermentern und Feststoffeinbringung .................................................... 40
Tabelle 14: Verteilung der Rührwerkstypen und Verbräuchen im sächsischen BGA-Bestand .................................. 40
Tabelle 15: Kennzahlen der ausgewählte Beispielanlagen ........................................................................................ 41
Tabelle 16: Standardwerte der Substrateigenschaften ............................................................................................... 79
Tabelle 17: RED II THG-Standardwerte für Biogassubstrate .................................................................................... 79
Tabelle 18: Substratverteilung der Referenz-BGA ...................................................................................................... 80
Tabelle 19: Zeitreihen der Szenarioparameter ........................................................................................................... 81

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 7
Abkürzungsverzeichnis
AP
Arbeitspaket
ASUE
Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V.
BBE
Bundesverband BioEnergie e.V.
BEHG
Brennstoffemissionshandelsgesetz
BGA
Biogasanlage
BHKW
Blockheizkraftwerk
BL
Bemessungsleistung
CNG
Compressed Natural Gas = englisch für komprimiertes Erdgas
EE
Erneuerbare Energien
EEG
Erneuerbare-Energien-Gesetz
ETS
Emission Trading System
F
Fermenter
GPS
Ganzpflanzensilage
GRL
Gärrestlager
HBB
Hauptstadtbüro Bioenergie
Ho/Hs
Brennwert
HRT
Hydraulic Retention Time, englisch für Verweilzeit
Hu/Hi
Heizwert
LAK
Länderarbeitskreis Energiebilanzen
LWB
Landwirtschaftlicher Betrieb
MATLAB
Software und Programmiersprache für die Lösung mathematischer Probleme
NawaRo
Nachwachsende Rohstoffe
nEHS
Nationales Emissionshandelssystem
NG
Nachgärer
RED II
Renewable Energy Directive II (EU Erneuerbare-Energien-Richtlinie II)
REF
Referenz
THG
Treibhausgas
ÜNB
Übertragungsnetzbetreiber
VLS
Volllaststunden
WD
Wirtschaftsdünger
ZR
Zuckerrübe

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 8
1 Einleitung
1.1 Hintergrund
Die Erzeugungsstruktur im Stromsystem Sachsens ist historisch stark durch den Braunkohleabbau und dessen
Verstromung geprägt. Aufgrund des beschlossenen Kohleausstiegs bis spätestens 2038 (BMWi 2019b) ist deshalb
der Ausbau und der Erhalt der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE) in Sachsen von besonderem
Interesse. Derzeit werden in Sachsen 5.360 MWhel Strom aus EE erzeugt, was einem Anteil von 13 % an der
Bruttostromerzeugung entspricht (Abbildung 1). Ziel ist es, diesen Anteil auf 28 % zu erhöhen (SMWA und SMUL
2013). Ein wichtiger Anteil der EE-Stromerzeugung wird wiederum durch Biomasse, meist in Form von
Biogasanlagen (BGA), bereitgestellt.
Abbildung 1: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Sachsen im Jahr 2016 mit insgesamt
41.798 GWhel (LAK 2019)
Der sächsische BGA-Bestand (ca. 300 Anlagen) ist dabei von einem hohen Anteil von Gülle im Substrateinsatz (im
Durchschnitt 70 Masseprozent) geprägt und überwiegend an die Tierhaltung der Landwirtschaftsbetriebe
angeschlossen. Er trägt durch die anaerobe Vergärung und gasdichte Lagerung der Gülle somit auch zur
Verminderung der Treibhausgasemissionen im Landwirtschaftssektor maßgeblich bei. Da nach 20 Jahren die
garantierte Vergütung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) endet, ist für viele Betreiber die langfristige
Perspektive unter den aktuellen Rahmenbedingungen unklar. Zwar wird mit dem EEG 2017 eine
Anschlussförderung über weitere 10 Jahre durch die Teilnahme in einem Ausschreibungsprozess ermöglicht,
jedoch verschärfen neue Anforderungen seitens des Energie- (Flexibilisierung) und des Agrarsystems
(Düngeverordnung-DüV) sowie seitens der Genehmigung, des Wasserrechts und der Sicherheit die wirtschaftliche
Lage vieler Anlagen stetig. Hinzu kommen ein zunehmender Verschleiß wichtiger Anlagenkomponenten und
steigende Substratkosten. Beginnend mit den Jahren 2023 bis 2028 ist mehr als die Hälfte des
Biogasanlagenbestandes der sächsischen Landwirtschaft von dem Ende der ersten Förderperiode des EEG
betroffen und legen den Betrieb möglicherweise still (siehe Abbildung 2). Dies würde einerseits der Stärkung der
regionalen Wertschöpfung und den Klimaschutzbemühungen in der Landwirtschaft entgegenstehen und
andererseits die Erreichung der oben genannten Ziele der Energiewende deutlich erschweren.
75%
10%
2%
1%
4%
4%
4%
13%
Braunkohle
Erdgas, Erdöl
Sonstige
Wasserkraft
Windkraft
PV
Biomasse

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 9
Abbildung 2: Biomasse-Anlagen in Sachsen, die ab 2021 aus der 20-jährigen EEG-Förderung fallen
(Deutscher Bundestag 2019)
1.2 Projektzielstellung
Vor dem skizzierten Hintergrund ist es deshalb das Ziel des Projektes „Auswirkungen von veränderten energie-
und umweltrelevanten Rahmenbedingungen und Technologiefortschritt auf die Entwicklung sächsischer
Biogasanlagen - AuRaSa“, die Entwicklung möglicher Strategien und die Ableitung von Entscheidungshilfen für
landwirtschaftliche Biogasanlagen (BGA) in Sachsen zu erarbeiten. Das Zielpublikum besteht dabei aus BGA-
Betreibern sowie Praktikern und Experten aus der Landwirtschaft, Energiewirtschaft, Forschung und Politik. Im
Detail soll das Projekt:
Strategien innerhalb und außerhalb des EEG für einen Fortbestand bzw. für geeignete Folgekonzepte für BGA
in Sachsen nach dem Auslaufen der derzeitigen ersten EEG-Förderungsphase behandeln,
Entscheidungshilfen für die Politik und den BGA-Berufsstand und -sektor entwickeln,
Optionen unterschiedlicher Betriebsweisen für die Rahmenbedingungen in Sachsen technisch und ökonomisch
aufzeigen und
den Stand und die Entwicklungsoptionen für die sächsischen Biogasanlagen vor dem Hintergrund der
Energiewende und der aktuellen relevanten Gesetzgebung aufzeigen, bzw.
Hinweise auf (ggf. neue) Geschäftsmodelle (zusammenfassend als Folgekonzepte bezeichnet) geben.
Zur Erreichung der Ziele wurde zunächst der Ist-Zustand der sächsischen Biogasanlagen erfasst und die Anlagen
einer Klassifizierung unterzogen. Hieraus wurden Referenzanlagen bestimmt. Darauf aufbauend erfolgt eine
technisch-ökonomische Analyse geeigneter Betriebskonzepte und Geschäftsmodelle für den Weiterbetrieb mit
Hilfe eines integrierten Biogas-Anlagenmodells. Über eine Szenarioanalyse (Veränderung der wesentlichen
Rahmenbedingungen) werden weiterhin mögliche Entwicklungen des Bestandes aufgezeigt und Empfehlungen für
Betreiber und Politik abgeleitet.
2 Vorgehensweise
Das Projekt gliedert sich in die fünf Arbeitspakete Literaturanalyse (AP1), Erfassung des BGA Ist-Standes (AP2),
Technologie- und Szenariorahmen (AP3), Modellanalyse (AP4) und der Ableitung von Empfehlungen (AP5) auf. In
Abbildung 3 sind alle Arbeitspakete mit deren Zielsetzung und Methodik kurz erläutert. Im Weiteren wird auf die
Durchführung der Betreiberumfrage eingegangen sowie das am IER entwickelte Modell zur anlagenspezifischen
Analyse von Bestands-BGA vorgestellt und dessen Bestandteile erläutert, da es das zentrale Analysetool des

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 10
Projekts darstellt. Weitere Aspekte z.B. zur Betreiberumfrage oder der Auswertung der EEG-Daten werden direkt
mit den Ergebnissen erläutert.
Abbildung 3: Übersicht über Ziele und Vorgehensweise in den Arbeitspaketen
2.1 Literaturanalyse
Die Literaturanalyse im AP1 ist im Hinblick auf die Gestaltung des Szenariorahmens aufgeteilt in die Themenfelder i)
Veränderungen des rechtlichen Rahmens, ii) die aktuelle CO2-Preis-Debatte, iii) sächsische Landwirtschaft und iv)
Studien zum Weiter- und Post-EEG-Betrieb von BGA.
2.1.1 Rahmenbedingungen
Erneuerbare-Energien-Gesetz, Novellierung 2020 (EEG)
Für 2020 hat die Bundesregierung eine Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes angekündigt. Eckpunkte
hierfür haben die Umwelt- und Energieverbände in öffentlichen Stellungnahmen bereits gefordert. Auch die
Landesregierung Thüringen hat beispielsweise über den Bundesrat eine Entschließung zur weiteren Stabilisierung
der Bioenergie für den Stromsektor eingebracht. Konkrete Vorstellungen der Bundesregierung zur EEG-Novelle
und der Bioenergie sind aber noch nicht verfügbar.
Energiesammelgesetz (EnsaG)
Ende 2018 wurde das Energiesammelgesetz (Bundestag 2018) verabschiedet, das Änderungen u.a. für das EEG
und das KWKG hervorruft. So wird der Ausschreibungsprozess für Biomasseanlagen folgendermaßen angepasst:
Zwei jährliche Ausschreibungsrunden (April, November)
Bezugsgröße für Kleingülleanlagen ist nun die Bemessungsleistung (75 kW
el
) anstatt der installierten Leistung
150 kW
el
)
Absenkung des Flexdeckels von 1350 MW auf 1000 MW
Die Auswirkungen auf den Bestand und die Anschlussförderung bleiben jedoch gering. So wurden z.B. keine
weiteren Ausschreibungsmengen über 2023 hinaus festgelegt. Innerhalb der 1. EEG Periode ist eine

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 11
Flexibilisierung unter Nutzung der Flexprämie auch nur noch eingeschränkt möglich, zwar wurde die Frist für den
Anspruch auf die Flexprämie bei Überschreitung des Flexdeckels auf 16 Monate erhöht, jedoch ist der Flexdeckel
bereits vollständig ausgeschöpft (BNetzA 2019b). Das bedeutet mögliche Flexibilisierung mit Anspruch auf die
Flexprämie müssen bis September 2020 abgeschlossen sein. Zudem zeigen auch die Ergebnisse der bisherigen
Ausschreibungen mit einer deutlichen Unterzeichnung der ausgeschriebenen Gebotsmenge (BNetzA 2019a), dass
derzeit die Förderbedingungen für den Anschlussbetrieb von vielen Altanlagen nicht angenommen werden.
KWKG
Auch für das Kraft-Wärme-Koppelungsgesetz (KWKG) wurden mit der KWK-Ausschreibungsverordnung
(KWKAusV) im Jahr 2017 ein Ausschreibungssystem eingeführt. Diese beinhaltet eine Förderung für innovative
KWK-Systeme. Solche Systeme kombinieren flexible KWK-Anlagen mit erneuerbarer Wärme, beispielsweise aus
Solarthermieanlagen. Das Ausschreibungsvolumen wurde im Zuge des EnSaG zudem auf bis 500 MW im Jahr
2021 deutlich erhöht. Der Höchstgebotswert beträgt 12,00 Ct/kWh. Der mengengewichtete mittlere Zuschlagswert
lag 2018 bei 10,27Ct/kWh. Dies liegt deutlich unterhalb der Biomasseausschreibungen und stellt somit aktuell
keine Alternative zur EEG Ausschreibung dar, speziell da durch Kostendifferenz von Biogas/Biomethan zu Erdgas
keine wirtschaftliche Konkurrenzfähigkeit gegeben ist.
Gemäß KWKG wird eine Vergütung auf KWK-Strom ausbezahlt - dies betrifft sowohl Strom aus KWK-Anlagen, der
eingespeist wird als auch Strom, der dem Eigenverbrauch dient. Es gelten jedoch unterschiedliche Fördersätze.
Die Höhe der Vergütung richtet sich außerdem nach der elektrischen Leistung der KWK-Anlagen. Eine Übersicht
zum KWK-Zuschlag ist in Tabelle 1 dargestellt. Bei der Einspeisung ins Netz erhält der Anlagenbetreiber zusätzlich
zum KWK-Zuschlag den "üblichen Strompreis" und die vermiedenen Netzkosten.
Tabelle 1: Übersicht zum KWK-Zuschlag für unterschiedliche Leistungsklassen.
Elektrische Leistung der
KWK-Anlagen
Zuschlag für eingespeisten
Strom
Verbrauch in eigenem Netz bei
voller EEG-Umlage
KWK-Vergütung bei
Eigenverbrauch
[kW]
[ct/kWh]
[ct/kWh]
[ct/kWh]
bis 50
8
4
4
50 bis 100
6
3
3
100 bis 250
5
2
0
250 bis 1000
4,4
1,5
0
Für Anlagen mit elektrischen Leistungen > 100 kW gibt es bei Eigenverbrauch keinen KWK-Zuschlag. Im Falle
einer Einspeisung gelten außerdem bei elektrischen Leistungen im Megawatt (MW)-Bereich spezielle Sätze, die
mit dem KWKG 2019 neu angepasst wurden. Die Änderungen aus dieser Anpassung sind in Tabelle 2
zusammengefasst.

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 12
Tabelle 2: Neuerung im KWK-Gesetz 2019 zu Zuschüssen und unterschiedlichen Laufzeiten für
eingespeisten Strom ab 01.01.2016 (Daniel Liebig 2019)
EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II)
Die neue Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED II der EU ist Ende 2018 in Kraft getreten und ist bis 2021 in
nationales Recht umzusetzen. Sie enthält neue Ziele zum EU weiten Anteil erneuerbare Energien, der auf 32 % bis
2030 ausgebaut werden soll. Speziell die Änderungen im Kraftstoffbereich könnten starken Einfluss auf den
Bioenergiesektor nehmen. So ist u.a. eine Quotenneuregelung bei erneuerbaren Kraftstoffen vorgesehen. Der
Anteil an Kraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermitteln (1. Generation, z.B. Biodiesel und Bioethanol) wird gesenkt,
dafür sollen verstärkt treibhausgasarme Kraftstoffe (primär Strom) und fortschrittliche Biokraftstoffe (aus Gülle,
Stroh, Abfall) eingesetzt werden. Der Anteil letzterer soll auf 3,6 % steigen.
Für alle Biomassebrennstoffe (Strom, Wärme & Kälte) werden Nachhaltigkeitskriterien eigenführt, d.h. es muss
eine Mindest-THG Einsparung ggü. Referenzwerten nachgewiesen werden.
Es werden Standardwerte für die THG-Emissionen aus Biogas und Biomethan (= Biomassebrennstoffe) aus Gülle,
Abfall und Mais, sowie Mischwerte für die THG-Emissionen aus Gülle/Mais sowie Gutschriften für vermiedene
Methanemissionen und für die Düngewirkung des Gärproduktes eingeführt. Für Biogas aus Gülle beträgt der
Standardwert -360 g/kWh
Hi
bei gasdichten Gärrestlagern (GRL) und 3,6 g/kWh
Hi
bei offenen GRL.
Auch die nationale Umsetzung der bisherigen Erneuerbare-Energien-Richtlinie in der 38. Bundesimmissions-
schutzverordnung (BimschV) und dem darin enthaltenen Anstieg der THG-Minderungsquote ab 2020 auf 6 %
sowie der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe ab 2020 bis 0,05 % (bis 0,5 % ab 2025) könnte weitere

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 13
Auswirkungen speziell im Bereich der Biomethannachfrage hervorrufen. Derzeit werden bereits THG-Quotenpreise
zwischen 150 und 200 €/t-CO
2
gezahlt, was umgerechnet 4,4 Ct/kWh
Hs
bis 5.8 Ct/kWh
Hs
entspricht (Rauh 2019)
und eine Konkurrenz zu Erdgas im Kraftstoffsektor ermöglicht. Hierzu verdeutlicht Abbildung 4 die prinzipiellen
Abhängigkeiten zwischen Erdgas (X-Achse) und Biogas bzw. Biomethanpreis (Y-Achse) und dem für Preisparität
notwendigen CO
2
-Preis (Bunte Ebene). So wäre mit dem aktuellen CO
2
-Preisniveau des ETS nur unter sehr
extremen Bedingungen (praktisch nahe einer Preisgleichheit Erdgas und Biogas) eine Parität gegeben. Mit
steigendem CO
2
-Preis, etwa dem UBA-Schadenswert von 2016 mit 180 €/t CO
2
, was auch dem Niveau im
Kraftstoff Quotenmarkt 2019 entspricht, kann die Preisdifferenz zwischen Erdgas und Biogas deutlich ansteigen.
Abbildung 4: Notwendige CO2-Preise für die Parität von Erdgas- und Biogas/-methanpreis,
angenommene THG-Emissionen für Erdgas 250 kg/MWh
Hs
und für Biogas 30 kg/MWh
Hs
Gebäudeenergiegesetz (GEG)
Auch das sich derzeit im Entwurf befindende Gebäudeenergiegesetz könnte positive Wirkung auf die Nachfrage
und den Preis von Biomethan bzw. allgemein Wärme aus Biogas haben. Dazu bestehen jedoch seitens der
Bioenergieverbände noch erheblicher Nachbesserungsbedarf (HBB 2019). Das Gesetz soll das Energieeinspar-
gesetz, die Energieeinsparverordnung und das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz vereinheitlichen und macht
Vorgaben bezüglich der Nutzung Erneuerbaren Energien, der Energieeffizienz und den Wärmeschutz speziell für
Neubauten.
Weitere Regelwerke
Neben den angesprochenen Gesetzen und Regelwerken, die vorrangig die Nachfrage-, Erlös- und Vergütungs-
seite der Energieprodukte ansprechen, sind für Biogasanlagen eine Fülle an weiteren Regelwerke zu beachten, die
vor allem neue technische Anforderungen an Technik, Sicherheit und Umwelt mit sich bringen (Friedl 2019). In der
Regel sind mit der Erfüllung dieser keine neuen Erlöse verbunden, sondern häufig zusätzlicher Aufwand und
Kosten. Es wird im Folgenden beispielhaft auf einige dieser Regelwerke kurz eingegangen.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 14
Durch die Düngeverordnung (DüV) ergeben sich vor allem Auswirkungen auf die Substratproduktion und das
Gärrestmanagement durch neue Obergrenzen für den auszubringenden Gesamtstickstoff, neue Sperrfristen
und Anforderungen an die Lagerkapazität für Wirtschaftsdünger und Gärreste.
Mit der Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) müssen Anlagen je
nach Standort und Behälterkonstellation mit Umwallungen und Leckageerkennungssystemen nachgerüstet
werden. Zudem sind Erdbecken für Lagerung von Gärresten nicht mehr zulässig.
Neue Anforderungen an die Emissionswerte der BHKW finden sich in der 44. BImSchV und aktuell in der
Überarbeitung befindenden TA-Luft. Die 44. BImSchV betrifft alle BHKWs mit einer Feuerungsleistung größer
1 MW
th
und legt neue Grenzwerte für Kohlenmonoxid, Gesamtkohlenstoff, Formaldehyd sowie Stickoxid und
Schwefeloxide fest. Mit einer Übergangszeit sind davon auch Bestandsanlagen betroffen und machen
Investitionen in Abgasreinigungsmaßnahmen notwendig.
Ebenso wurde 2019 die Technische Regel für Anlagensicherheit (TRAS 120) veröffentlicht. Diese gibt vor allem
den Stand der Technik bzw. Sicherheitstechnik wieder und könnte vor allem für Anlagen, die dem
Immissionsschutzrecht (BImSchG) unterliegen, relevant werden sofern die jeweiligen Genehmigungsbehörden
dies umsetzen und anwenden. Sie unterscheidet nicht zwischen Neu- oder Bestandsanlagen. (Friedl 2019).
Es lässt sich zusammenfassen, dass insgesamt der Aufwand, der mit Mitteilungspflichten und Dokumentationen
sowie Sicherheitsanforderungen an den Anlagenbetrieb verbunden ist, steigt. Dies ist mit weiterem zeitlichem
Aufwand, wie etwa Erwerb neuer oder kontinuierliche Auffrischung von Fachkundenachweise, verbunden und führt
letzten Endes zu zusätzlichen Kosten, die durch die Produktion und Nutzung von Biogas entstehen.
CO
2
-Preis-Debatte - Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG)
Am 20.12.2019 trat das Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) in Kraft (Öko-Institut e.V. 2020). Dieses legt
die Grundlage für den Start eines nationalen Emissionshandels (nEHS). Die weitere Ausgestaltung wird über
Rechtsverordnungen erfolgen, wobei das erste Verordnungspaket noch vor der Sommerpause 2020 ins Bundes-
kabinett gelangen soll. Die notwendige Infrastruktur (Register, Verkaufsplattform, IT-Systeme, ...) wird derzeit
ausgearbeitet.
Das BEHG legt fest, dass ab 2021 auf die fossilen Hauptbrennstoffe der Sektoren Verkehr und Wärme (Benzin,
Diesel, Erdöl, Erdgas, Flüssiggas) durch den Erwerb von Zertifikaten ein CO
2
-Preis zu entrichten ist. Ab 2023 soll
das Vorgehen auf alle Brennstoffe ausgeweitet werden. Verpflichtet zum Zertifikatserwerb ist, wer den Brennstoff in
Umlauf bringt. Die Brennstoffnutzung wird also nicht direkt belastet. Das BEHG schreibt eine dreistufige Einführung
des Zertifikatehandels vor. Die erste Phase (2021-2025) ist eine Festpreisphase, in welcher der Zertifikatepreis
festgelegt ist und allmählich ansteigt (von 25 € im Jahre 2021 auf 55 € im Jahre 2025). In der zweiten Phase
(2026) werden die Zertifikate versteigert, allerdings mit einem definierten Preiskorridor (zwischen 55 € und 65 €).
Ab 2027 schließlich wird dieser Preiskorridor über eine Mengenbegrenzung gesteuert. Die Entscheidung über die
preisliche Ausgestaltung des Korridors soll 2025 getroffen werden. Das nEHS ist somit eine Ergänzung zum
europäischen Emissionshandelssystem (EU-ETS), das den Emissionshandel für große Industrie- und Energie-
anlagen auf europäischer Ebene steuert. Vom EU-ETS betroffen sind aktuell 1.851 emissionshandelspflichtige
Industrie- und Energieanlagen, die ca. 45 % der Treibhausgasemissionen innerhalb der EU ausmachen.
Studien für den Weiter- und Post-EEG-Betrieb von BGA
Ein Großteil der Veröffentlichungen in Bezug auf den Weiterbetrieb von BGA fokussiert sich auf die Flexibilisierung
(Welteke-Fabricius 2018; Dotzauer et al. 2018) und allgemeine Optimierungs- und Anpassungsstrategien innerhalb
der 1. EEG-Förderperiode (Gers-Grapperhaus et al. 2017). In Guss et al. 2016 werden anhand verschiedener
Szenariopfade für den BGA-Bestand die zukünftigen Veränderungen der Umweltwirkungen ermittelt, mögliche
Vergütungsmechanismen für den Bestand diskutiert und gesamtökonomische Effekte von BGA aufgezeigt, die
außerhalb des Stromsektors beispielsweise im Agrarsektor liegen.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 15
Weiterhin laufen zur Zeit verschiedene Projekte zum Thema des Post-EEG Betriebs von BGA (FNR 2019). Dies
sind z.B. die Vorhaben (in Klammern die leitende Einrichtung): BE20plus (DBFZ)*, NextGen-Biogas (Universität
Stuttgart - IER), Biogas-Autark (IZES)*, ProBiogas (KTBL)*, REzAB (THI Ingolstadt) oder OptiBioSy (OTH
Regensburg) oder SmartBio (THI). Abschließende Ergebnisse dieser Projekte sind jedoch erst in 2020 zu
erwarten. Diese Projekte untersuchen die in Tabelle 3 dargestellten Folgekonzepte bzw. Geschäftsfelder
Tabelle 3: Post-EEG-Projekte und die dort behandelten Geschäftsfelder bzw. Folgekonzepte
Geschäftsfeld
BE20
plus
Pro
Biogas
Biogas
Autark
NxtGenBGA/
IER Modell
REzAB
Smart Bio
Biogas
2030
ZertGas
Ausschreibungs-
design
X
X
X
X
X
X
Eigenstromnutzung
X
X
X
X
Erhöhung der
Wärmeauskoppelung
X
X
X
Biomethan-Pooling
X
X
Biomethan-Solo-
Aufbereitung
X
X
X
X
Biomethan-
Hoftankstelle
X
X
X
Ökosystem-
dienstleistungen
X
X
Verteilnetz-Flexibilität
X
X
X
CO
2
-Zertifikate
X
Eigenwärmenutzung
X
Ein weiteres aktuelles Themenfeld in diesem Zusammenhang ist eine gesteigerte Nutzung von landwirtschaftlichen
Reststoffen und Gülle, da durch die Nutzung dieser Substrate ein hoher Klimaschutzeffekt besteht. So wird in (FNR
2018) gezeigt, dass sich Stroh speziell in der Kombination mit Zuckerrüben gut silieren und vergären lässt und eine
Alternative für den GPS Einsatz darstellen könnte. Auch in dem Bereich der Gülle- und Reststoffverwertung sind
aktuell mehrere neue Projekte initiiert (FNR 19.08.2019).Sächsische Landwirtschaft
Neben der Literaturanalyse wurde zusätzlich für die Modellanpassungen in AP4 das Gülleflächenpotential in
Sachsen auf Kreisebene ermittelt (siehe Tabelle 4). Es wurde dabei nach Flüssiggülle und Festmist für Rinder und
Schweine sowie Geflügelkot/-mist unterschieden. Die Zahlen wurden aufbauend auf den Tierzahlen je Landkreis
(basierend auf der Landwirtschaftszählung 2010) und einem durchschnittlichen Wirtschaftsdüngeranfall pro Tier
berechnet und auf die landwirtschaftliche genutzte Fläche bezogen.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 16
Tabelle 4: Spezifisches Wirtschaftsdüngerpotential in Sachsen nach Landkreisen basierend auf der Landwirtschaftszählung 2010
Wirtschafts-
dünger
Einheit
Chemnitz
Stadt
Erz-
gebirgs-
kreis
Mittel-
sachse
n
Vogt-
landkreis
Zwick-
au
Dres-
den
Stadt
Bautzen Görlitz
Meißen
Säch-
sische
Schweiz
Leipzig
Stadt
Leipzig
Nord-
sachsen
Gesamt
Sachsen
ha LW
22.100
182.800 211.700
141.200
95.000 32.800 239.600
211.100
145.500
165.400
29.800
165.100
202.900
1.845
Rindergülle m³/a ha
2,298
2,937
4,288
2,744
4,301
0,444
2,359
2,133
3,246
2,427
0,534
2,541
2,663
2,803
Schweine-
gülle
m³/a ha
2,217
2,759
3,571
2,444
3,568
0,414
1,823
1,894
1,958
2,360
0,523
1,944
1,633
2,269
Rinder-
festmist
t/a ha
0,081
0,178
0,717
0,300
0,734
0,029
0,535
0,238
1,287
0,067
0,011
0,596
1,030
0,533
Schweine-
festmist
t/a ha
0,566
0,762
0,973
0,668
0,931
0,125
0,516
0,477
0,621
0,677
0,207
0,550
0,498
0,634
Geflügel-
kot/mist
t/a ha
0,560
0,748
0,920
0,646
0,877
0,123
0,476
0,459
0,525
0,672
0,206
0,505
0,421
0,594

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 17
2.2 Die AuRaSa-Betreiberumfrage
2.2.1 Durchführung und Ablauf der Umfrage
Ziel der Umfrage war es, eine umfassende Bestandsaufnahme der Biogasanlagen in Sachsen durchzuführen. Es
sollte dabei nicht nur der Status Quo und wichtige Kenngrößen der Anlagen ermittelt, sondern auch ein Meinungs-
bild der Betreibenden zu den Konzepten und Planungen eines Post-EEG-Betriebs aufgenommen werden. Im Zuge
der Umfrage sollten außerdem wichtige Parameter für die Modellierung gesammelt werden. Den Teilnehmern der
Umfrage wurde eine individuelle Einordnung ihrer jeweiligen Anlage zugesagt inkl. Vorschlägen zu möglichen
Zukunftskonzepten nach Auslaufen der EEG-Förderung. Die Umfrage wurde mit aktiver Unterstützung des
Referates 71 des Sächsischen Landesamtes für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie - LfULG (Fr. Dr. Brückner,
Fr. Zschoche) durchgeführt. Der Umfragebogen ist in der Anlage A 1.1 dargestellt. Auf acht Seiten (bzw. acht
Excel-Reitern) wurden Fragen zu sechs Themenfelder gestellt:
Betriebs- und BGA-Kenndaten: Es werden Eckpunkte zum landwirtschaftlichen Betrieb und die wichtigsten
Kenndaten der BGA, z.B. erzeugte Stromenge und installierte Leistung abgefragt.
Im Abschnitt Substrate werden die jährlichen Einsatzmengen verschiedener Substrate und deren Kosten
erfasst.
Bauliche Ausführung der Anlagenkomponenten: Erfasst werden wiederum alle technischen/baulichen Elemente
der Prozesskette (z.B. Einbringungs- und Aufbereitungssysteme oder Details zu den Gärbehältern und
Gärrestlagern
Wärmeerzeugung und Absatz: Da eine hochwertige Wärmenutzung essentiell für einen erfolgreichen
Weiterbetrieb ist, sind hier besonders die Absatzmenge und erzielbare Wärmepreise von Interesse.
Kosten: Erfasst werden die Investitionskosten zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme sowie Ersatzinvestitionen.
Daneben werden auch die wichtigsten Betriebskosten für Personal und den Eigenenergiebedarf sowie zur
Situation der Direktvermarktung und Flexibilisierung abgefragt.
Post-EEG-Weiterbetrieb / EEG-Anschlussförderung: widmet sich Fragen über die Einschätzung der Eignung
der BGA und möglichen Konzepten für den Weiterbetrieb.
Im Dezember 2019 wurde die Umfrage durch das Referat 71 LfULG an die verfügbaren Adressen der Betreiber
von Biogasanlagen in Sachsen sowohl als ausfüllbares PDF-Dokument als auch als Excel-Datei geschickt.
Insgesamt wurde in den folgenden Monaten ein Rücklauf von 34 Umfragebögen erzielt. Um die Datenbasis für die
Modellparameter zu erhöhen, wurde die sächsische Betreiberumfrage von 2016/2017 (Herms und Schäfer 2019)
hinzugezogen und die Daten von weiteren 23 Anlagen aufgenommen. Die Datenübernahme war allerdings nur bei
einem kleinen Anteil an Parametern möglich, da es nur teilweise Überschneidungen zwischen den abgefragten
Werten der Umfragen gab. Die meisten der BGA-Angaben bezogen sich auf das Betriebsjahr 2019 (21) und
2018 (12), eine Anlage machte Angaben zum Jahr 2017.
2.2.2 Auswertung der Umfrage
In einem ersten Schritt wurden zunächst alle händisch oder als PDF ausgefüllten Fragebögen in die Excel-Form
übertragen. Anschließend wurde, um einen möglichst hohen Grad an Automatisierung (und damit eine möglichst
geringe Fehlerquote) zu erzielen, ein Excel-Makro erstellt, welches die einzelnen Umfragebögen ausliest und die
Daten anonymisiert in eine Sammeldatei überführt. Die gesammelten Daten befinden sich im Anschluss auf sechs
Excel-Reitern (ein Reiter je Themenfeld), wobei jede Anlage in einer Spalte steht. Diese Auswertungsdatei führte
zu einer einfacheren Durchführung der Analysen und Auswertungen.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 18
Die gesammelten Daten wurden auf unterschiedliche Weise ausgewertet: Zum einen dienten statistische
Auswertungen anhand einer Klassifizierung von Referenzanlagen als Input für die Modellierung der Folgekonzepte
(s. Abschnitt 3.2.2), zum anderen dienten sie als Basis für die Rückmeldebögen an die Anlagenbetreiber. Des
Weiteren wurden auf dieser Datenbasis eine qualitative Auswertung erstellt (s. Abschnitt 3.2.1), um allgemeine
Trends und Auffälligkeiten festzustellen.
Für letztere wurden aus den Angaben zahlreiche weiterführende, indirekte Parameter und Leistungskennzahlen
abgeleitet. Dazu wurden auch diverse Annahmen wie etwa zu den Laufzeiten von BHKW getroffen und weitere
Berechnungsformeln wie etwa zum BHKW Wirkungsgrad mit in die Auswertung aufgenommen. Tabelle 5 gibt
hierzu eine Übersicht und teilt die ermittelten Parameter in verschiedene Gruppen wie BHKW, Wärmenutzung,
Fermenter oder Gärrestlager ein.
Darüber hinaus wurden auch weitere externe Daten verwendet. Im Bereich der Substrate wurden, sofern keine
Substrateigenschaften (wie z.B. TS-Gehalt, Kosten) angegeben wurden, auf Standardwerte (Tabelle 16)
zurückgegriffen. Tabelle 16 gibt auch an, welche THG-Emissionsfaktoren aus der REDII den Subtraten zugeordnet
worden waren. Diese liegen nur für drei Substratgruppen vor, beachten aber, ob ein gasdichtes Gärrestlager (GRL)
vorliegt oder nicht (Tabelle 17). Für die Berechnung der zukünftigen REDII-Minderung wurde berücksichtigt, ob das
bestehende GRL abdeckbar ist oder nicht. Dementsprechend wurde der THG-Emissionsfaktor der REDII
angepasst. Als Referenzwert für Kraftstoffe gilt nach der REDII 338 ein Wert von 76 gCO
2
/kWh
Hi
. Nach REDII
muss eine Einsparung von mindestens 65% gegenüber diesem Referenzwert vorliegen.
Weiterhin wurde allgemein für Substrate im Fermenter eine Dichte von 1 angenommen, um z.B. die Berechnung
der Verweilzeit zu vereinfachen. Da in der Modellierung die Anzahl der Substrate (aktuell, n=21) begrenzt ist,
wurde zudem eine Zuordnung von nicht modellierten Substraten vorgenommen. Dies betrifft speziell die Angaben,
die unter "Weitere Substrate" gemacht wurden. Es wurde folgendermaßen vorgegangen.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 19
Tabelle 5: Hergeleitete Parameter und Annahmen der Umfragedaten
Gruppe
Parameter
Einheit
Annahmen und Formel
BGA
Allgemein
Restlaufzeit EEG
[a]
Jahr der Inbetriebnahme +21 Jahre
Bemessungsleistung
[kW
el
]
Jahresstromerzeugung/8760
Überbauungsgrad
[-]
Installierte Leistung
el
/Bemessungsleistung
BHKW
Inbetriebnahmejahr BHKW
[a]
Sofern kein Jahr angegeben war, wurde das
Inbetriebnahmejahr der BGA übernommen
Wirkungsgrad elektrisch η
el
[%]
Berechnet anhand
ASUE Kenndaten
Regressionsformeln siehe
(Güsewell et al. 2019)
Stromkennzahl
[-]
Nach Reinhold 2017
η
el
/(2417* η
el
^1,088)
Wirkungsgrad thermisch η
th
[%]
η
el
/ Stromkennzahl
Maximale Betriebsstunden
Gas-Otto Motor
[h]
80.000
Maximale Betriebsstunden
Zündstrahl Motor
[h]
80.000
Volllaststunden
[h]
Jahresstromerzeugung / Installierte Leistung
Restlaufzeit BHKW
[a]
(Maximale Betriebsstunden BHKW- Kum.
Betriebsstunden BHKW) /Volllaststunden
Alterungsrate Wirkungsgrad
BHKW
[%-Punkte] 0.5 %-Punkte/10.000 Betriebsstunden
Verfügbare Wärme BHKW
[kWh
th
]
Installierte Leistung
th
*Volllaststunden
Gasbedarf BHKW
[kWh
Hi
]
Jahresstromerzeugung/ η
el
Gaseinsparung Überbauung
[%]
Neubau BHKW mit 2-
facher Überbauung
und η
el
mit Baujahr
2020
(Gasbedarf BHKW Bestand
- Gasbedarf BHKW
Neubau) / Gasbedarf BHKW
Bestand
Wärme-
nutzung
Anteil Prozesswärmebedarf
[%]
Sofern nicht in [%]
angegeben nach
Formel berechnet
Prozesswärmemenge /
Verfügbare Wärme BHKW
Anteil betriebsinterne
Wärmenutzung
[%]
Sofern nicht in [%]
angegeben nach
Formel berechnet
Wärmemenge intern /
Verfügbare Wärme BHKW
Anteil betriebsexterne
Wärmenutzung
[%]
Sofern nicht in [%]
angegeben nach
Formel berechnet
Wärmemenge extern /
Verfügbare Wärme BHKW
Anteil Wärmenutzung mit
Erlösen verbunden
[%]
Anteil betriebsexterne + Anteil betriebsinterne
Wärmenutzung
Substrate/
Biogas
Theoretischer Methanertrag
[Nm
3
CH
4
/a]
Substratkosten
[€/a]
Spezifische, variable
Gaskosten
[Ct/kWh
Hi
]
Substratkosten / Theoretischer Methanertrag *
Heizwert Methan
Gaseinsparung Überbauung
[€/a]
Spezifische, variable Gaskosten * Einsparung
Gasmenge Überbauung
THG
THG Einsparung durch
Güllevergärung
[tCO
2
-eq/a]
Spezifische RED II Minderung
[gCO
2
-
eq/kWh
Hi
]
)

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 20
Fermenter
Verweilzeit
[d]
Volumen Fermentersystem / tägliche
Frischmassenzufuhr
Verweilzeit gasdichtes System
[d]
Volumen gasdichtes System / tägliche
Frischmassenzufuhr
Gärrestlager
(GRL)
Gasdichte Abdeckbarkeit GRL
[-]
Für Anlagen ohne Angabe wurde 50% der GRL als
abdeckbar angenommen
GRL Eintrag
[m
3
/d]
(∑
)
365
GRL Kapazität
[Monate]
Volumen GRL / GRL Eintrag / 30
Gasspeicher
Gasproduktion
[Nm
3
/h]
Methanertrag / 8760 / Methangehalt
Effektives
Gasspeichervolumen
[Nm
3
]
Es wurde eine
Sicherheitsmarge von
40% angenommen
Summe Gasspeicher * (1-
Sicherheitsmarge)
Speicherkapazität
[h]
Effektives Gasspeichervolumen / Gasproduktion
Für das Fermentersystem wurde, sofern ein nachgeschalteter Fermenter angegeben wurde, das System als
zweistufig angenommen. Im Bereich der Rührwerke werden im Modell fünf Typen verwendet. Deshalb wurden die
Angaben der Umfrage je nach genannten Stichworten diesen fünf Typen zugeordnet. Da hier häufig der Hersteller
als Typ genannt wurde, dieser aber ggf. mehrere Typen im Angebot haben kann, besteht hier eine gewisse
Fehleranfälligkeit in der Auswertung
Typ Tauchmotor
Typ Langachsmotor / Flügel
Typ Stab
Typ Zentral
Typ Paddel
Für die Berechnung einer möglichen Erweiterung der Gasspeicherkapazität (durch Abdeckung offenere
Gärrestlager) wurde anhand der Abdeckbarkeit der Gärrestlager (GRL) und Annahmen für die Geometrie der
Behälter (Berechnung der Durchmesser und Höhe anhand des Lagervolumen über eine Minimierung der
Oberfläche bei Einhaltung von Obergrenzen) und der Gasspeicher-Geometrie (Annahme Kegelkappe) das
mögliche Gasspeichervolumen bei einer Abdeckung berechnet. Weiterhin wurde ein Faktor von 40 % vom
Gesamtspeichervolumen abgezogen, um Sonneneinstrahlung, Messungenauigkeiten usw. bei der Ermittlung einer
effektiven Speicherdauer zu berücksichtigen.
Für die Berechnung des durchschnittlichen Stromverbrauchs der Feststoffeinbringung wurde eine durchschnittliche
Auslastung der angegebenen Leistung von 70 % angenommen. Der Verbrauch wird spezifisch auf die
eingebrachte Masse bezogen. Auf Grund der wenigen Angaben in den Umfragebögen wurde nicht nach
Technologie unterschieden.
Sofern Angaben bei "externer Wärmepreis frei Abnehmer" gemacht waren, wurden Netzkosten von 2,5 Ct/kWh
th
angenommen, um einen für alle Anlagen einheitlichen Wärmepreis frei Anlage ermitteln zu können. Sofern zu den
Personalkosten keine Angaben gemacht worden waren, wurden hierfür einheitlich 30€/h angenommen.
Zur Ermittlung des relativen Sanierungsbedarfes wurde die Sanierungskosten auf die Angaben der
Gesamtinvestition bei Inbetriebnahme bezogen. Die spezifischen GRL-Abdeckungskosten werden auf das GRL-
Volumen (nicht Gasvolumen) bezogen.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 21
Im Bereich der Flexibilisierung wurden die Angaben der Fahrweise zu den drei Gruppen unflexibel, semiflexibel
(Grundlast-, Spitzenlast-BHKW oder Hoch-/Niedrig-Tarif) und vollflexibel (Tages- oder Wochenfahrplan)
vereinfacht.
2.2.3 Herleitung der Referenz BGA
Um die Modellergebnisse auf Anlagenebene darzustellen und den an der Umfrage teilnehmenden BGA sowie auch
allgemein den BGA in Sachsen Empfehlungen für spezifische Anlagentypen zu geben, wurden anhand der
Umfrage repräsentative Referenzanlagen ("Referenz-BGA") identifiziert und mittels charakteristischer Parameter
beschrieben. Ziel ist es, mit dieser Einteilung möglichst viele BGA des Bestandes in Sachsen abzudecken, so dass
Empfehlungen, die für die Referenzanlagen gegeben werden, in der Breite der Anlagen in Sachsen genutzt werden
können. Für die Herleitung der Referenz-BGA wurde unter der Prämisse einer möglichst hohen Repräsentativität
ein mehrstufiges Vorgehen verfolgt.
Zunächst wurden eine Auswahl von charakteristischen Parametern zur prinzipiellen Beschreibung von
Referenzanlagen getroffen.
Für diese Parameter wurden Klassen (Größenordnungen) festgelegt, in denen sich die Anlagen bewegen.
Diese Klassen basieren sowohl auf der Auswertung der EEG-Daten als auch der Umfrage und sind in Tabelle 6
beschrieben. Die Klassen wurden so gewählt, dass eine gleichmäßige Verteilung aller Anlagen zu den
einzelnen Klassen möglich ist. Die BGA aus der Umfrage wurden den Klassen und Abfrage der Kombination
der Parameterklassen (n=48) zugeordnet
Es wurden Parameterklassen identifiziert, in die die meisten Anlagen fallen. Daraus wurden fünf Referenz-
Parameterklassen-Kombinationen (kurz Referenzklassen) festgelegt. Sie sind in Tabelle 7 dargestellt.
Danach erfolgte eine Zuordnung für die restlichen Anlagen der Umfrage (inklusive Monitoring 2017 Daten), die
sich nicht direkt einer der fünf Referenzklassen zuordnen lassen, um die Datengrundlage der einzelnen Klassen
zu erhöhen. Auf Grund dessen fallen die ausgewerteten Daten wie z.B. der Gülleanteil anders aus als die Werte
der Parameterklassen (vergleiche Tabelle 6 mit den Werten in Abbildung 16). Als primäre Parameter gilt
zunächst die Bemessungsleistung, da sie bis auf die Referenzklassen REF BGA 1 und REF BGA 2 eine
eindeutige Zuordnung zulässt und als wichtigster Parameter angesehen wurde. Die Zuordnung der
Referenzanlagen REF BGA 1 und REF BGA 2 erfolgte dann über die weiteren erhobenen Parameter.
Alle Parameter, die ins Modell integriert werden, wurden dann anhand dieser zugeordneten Anlagen für die
jeweilige Referenzklasse ausgewertet. Ausnahme sind Parameter, die nicht ausreichend Daten in den
einzelnen Referenzklassen aufwiesen. Diese wurden dann über alle Anlagen ausgewertet.
Abschließend werden aus allen modellierten Anlagen (basierend auf EEG-Daten) fünf Beispielanlagen
ausgewählt, die die höchste Übereinstimmung der Parameter mit den Werten der Umfragedaten und
Parameterklassen haben und so stellvertretend für die Referenz-BGA stehen (für Daten siehe Tabelle 15).

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 22
Tabelle 6: Parameterklassen für die Einteilung und Charakterisierung von Referenzanlagen
(hergeleitet aus der AuRaSa Betreiberumfrage und EEG-Daten)
Parameter
Klasse 1
Klasse 2
Klasse 3
Klasse 4
Grundlage
Bemessungs-
leistung [kW
el
]
Bereich
0-192
192-356
356-485
>485
EEG Daten
Mittel
111
267
420
664
Gülleanteil
Bereich
>89,8%
75,3%-89,8% <75,3%
-
Betreiberumfrage
Mittel
96%
82%
55%
-
Wärmenutzung
Ja
Nein
-
-
Betreiberumfrage
GRL Abdeckung
Offen
Gasdicht
-
-
Betreiberumfrage
Tabelle 7: Kombination der Parameterklassen aus Tabelle 6 mit direkt zugeordneten BGA aus der
AuRaSa Betreiberumfrage (Referenzklassen)
Kürzel
Bezeichnung
BL
Gülleanteil
Externe
Wärmenutzung
Typ GRL
Anzahl direkt
zugeordnete BGA
REF BGA 1 Standard offen
Klasse 3 Klasse 3
Ja
Offen
5
REF BGA 2 Standard gasdicht
Klasse 3 Klasse 2
Ja
Gasdicht 4
REF BGA 3 Kleinanlage
Klasse 1 Klasse 2
Nein
Offen
3
REF BGA 4 Mittelklasse
Klasse 2 Klasse 1
Nein
Offen
4
REF BGA 5 Großanlage
Klasse 4 Klasse 2
Ja
Offen
4
2.2.4 Rückmeldung an Betreiber
Die AuRaSaBetreiberumfrage wurde mit einer Rückmeldung an die Betreiber kombiniert. Auf diese Weise sollte
der Rücklauf der Befragung erhöht und die Motivation der Betreiber, sich über die Fortführung des Betriebes ihrer
Anlage nach Ablauf der ersten Förderphase des EEG Gedanken zu machen, stimuliert werden.
Die Betriebe, die sich an der Umfrage beteiligt haben, erhalten als Rückmeldung eine individuelle Einordnung ihrer
Anlage in Form eines DIN-A3-Auswertungsbogens. Aufgebaut ist dieser Bogen wie folgt: Ein ellipsenförmiges,
farbiges Symbol in der rechten oberen Ecke lässt erkennen, zu welcher der fünf Referenzklassen (siehe
Abschnitt 2.2.3) die jeweilige Anlage zugeordnet wurde. Eine umfassende Datentabelle im oberen Bereich des
Bogens vergleicht die Parameter der jeweiligen Anlage zum einen mit den Durchschnittswerten der zugeordneten
Referenzklasse und zum anderen mit den Durchschnittswerten aller im Rahmen der Umfrage ausgewerteten
Anlagen. Die Tabelle zeigt dabei Kennwerte zu verschiedenen Aspekten der BGA wie zum Beispiel zu den
Substraten, den Gärrestlagern oder der Wärmenutzung. Alle Angaben wurden mit einer Bewertung in drei Ampel-
Kategorien: Grün=gut, Gelb=Mittel und Rot=Schlecht versehen, um dem Betreiber ein Verständnis und eine
externe Beurteilung des weiteren Betriebes seiner Anlage zu vermitteln.
Im unteren Bereich des Auswertungsbogens befindet sich links ein Diagramm, das errechnete Kennwerte zu
möglichen Folgekonzepten nach Auslaufen der EEG-Förderung zusammenfasst. Dargestellt sind die
Gestehungskosten, der Differenzbetrag und die THG-Emissionen der zugeordneten Referenzklasse für sieben
mögliche Folgekonzepte. Ein weiteres Diagramm zeigt die Erlöse pro kWh
Rohgas
in Abhängigkeit vom
THG-Quotenpreis. Verglichen wird dabei wiederum die jeweilige Anlage zum einen mit den Werten der
zugeordneten Referenzklasse und zum anderen mit den Werten aller im Rahmen der Umfrage ausgewerteten
Anlagen. Unten rechts auf dem Auswertungsbogen befindet sich schließlich eine verbale Zusammenfassung der
Ergebnisse, gefolgt von individuellen Hinweisen und Empfehlungen für die jeweilige Anlage. Ein Glossar auf der
Rückseite des Bogens stellt zudem einige Begriffe zusammen, die allgemein für Betreiber und speziell im Kontext
der Umfrage von Interesse sein können. Die Vorderseite eines exemplarischen Rückmeldebogens ist im Anhang
(siehe A 1.4) abgebildet.
Der Rückmeldebogen wurde den Betreibern auf einer Veranstaltung bei der Abschlusspräsentation des LfULG
übergeben.

image
Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 23
2.3 Bestandsmodellierung
Für die Analyse von Repowering-Maßnahmen und Folgekonzepten für den Weiterbetrieb der Biogasanlagen in
Sachsen wurde ein Modell verwendet, das am IER entwickelt worden war (Güsewell et al. 2017, 2019). Damit
sollte konsistent und möglichst ganzheitlich für eine größere, heterogene Menge an landwirtschaftliche BGA in
Sachsen die Bestandsentwicklungen abgeschätzt werden. Das Modell wird auch zur Analyse einzelner Anlagen
z.B. den ausgewählten Referenzanlagen (Tabelle 15) genutzt. Es ist in Matlab geschrieben und modular aufgebaut
(Abbildung 5). Es orientiert sich im Aufbau an den Prozessschritten der Biogaserzeugung und -nutzung und
berücksichtigt 1) Substrataufbereitung, 2) Gasproduktion, 3) Gasaufbereitung, 4) Gasnutzung und 5)
Gärrestaufbereitung. Die Hauptabschnitte sind weiter spezifiziert und in Komponenten sowie Technologien
aufgeteilt (siehe Abbildung 6). Neben dieser prozessorientierten Aufteilung ist das Modell in die drei Module
‚Substratanalyse‘, ‚Auslegung der Referenz BGA‘ sowie die ‚integrierte Analyse über den Betrachtungszeitraum‘
gegliedert. Die Module bauen aufeinander auf und verfolgen folgende Ziele:
Modul 1 - Substratanalyse: ermittelt den anlagenspezifischen Substrateinsatz als Hauptinput für die weiteren
Module.
Modul 2 - Auslegung der Referenz BGA: ermittelt alle Komponenten der fünf Hauptabschnitte von Biogas-
anlagen im Referenzzustand und damit den Status Quo jeder Anlage.
Modul 3 - Integrierte Analyse über den Betrachtungszeitraum: analysiert und bewertet mit seinen Submodulen
'Folgekonzepte' und 'Szenarien' und erweitert die technischen Parameter um „Bewertungsgrößen” wie z.B.
Bilanzen und ökonomische Parameter.
Die anlagenspezifischen Ergebnisse werden nach verschiedenen Kategorien wie z.B. dem Anteil der Gülle im
Substratmix ausgewertet und dann in einem zweiten Schritt als Gesamtbestand aggregiert. Da das Inbetrieb-
nahmejahr jeder Anlage bekannt ist, können mit der Annahme eines 20-jährigen Betriebs im EEG-Modus und
einem 10-jährigen Weiterbetriebs im Post-EEG-Modus, bzw. alternativ einer Stilllegung, alle Modellergebnisse
einer Anlage den jeweiligen Jahren in der Zukunft zugeordnet und detaillierte Entwicklungskurven für den
Anlagenbestand hergeleitet werden.
Abbildung 5: Das IER Analyse-Modell für Biogas-Bestandsanlagenentwicklung:
Übersicht der Analysemodule, deren Zusammenwirken und möglicher Ergebnisse

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 24
Abbildung 6: Das IER Analyse-Modell für Biogas-Bestandsanlagenentwicklung: Übersicht über die
verwendeten Prozessschritte und Anlagekomponenten der Biogaserzeugung und -nutzung
Für einen Vergleich verschiedener Maßnahmen werden zudem wichtige Leistungskennzahlen, wie in Tabelle 8 zu
sehen, ausgewertet. Diese decken die Dimensionen Technik, Ökonomie und Ökologie ab und werden dabei für
den gesamten Betrachtungszeitraum berechnet.
Tabelle 8: Das IER Analyse-Modell für Biogas-Bestandsanlagenentwicklung: Leistungskennzahlen der
Modellanalyse
Dimension
Parameter
Einheit
Erläuterung
Technik
Brennstoffausnutzungsgrad [%]
Verhältnis von Energieoutput (Strom, Wärme,
Gas) zu Energieinput (bezogen auf theoretischen
Energiegehalt der Trockenmasse), Bilanzierung
als Gate-to-Gate Ansatz
Ökonomisch
Gestehungskosten
Ct/kWh
el,th,Ho
Gesamtkosten über den Betrachtungszeitraum,
die mit der Produktion und Nutzung von Biogas
im Zusammenhang stehen
Anlegbarer Wert (EEG-
Ausschreibung)
Ct/kWh
el,th,Ho
Gesamtkosten abzgl. Gutschriften für Wärme und
weitere Erlöse z.B. durch den flexiblen Betrieb
oder Wärme
Differenzbetrag
Ct/kWh
el,th,Ho
Gesamtkosten abzgl. aller Markterlöse wie Strom,
Wärme, Gas oder THG-Quote
Normierter Kapitalwert
-
Gesamtkapitalwert normiert mit den
Gesamtinvestitionen über den
Betrachtungszeitraum (als Barwert)
Ökologisch
Treibhausgasemissionen
gCO
2
eq/kWh
el,th,Ho
Ermittlung aller Emissionen auf der BGA,
Emissionsfaktoren für Substratbereitstellung und
Gutschriften für Nebenprodukte (z.B. Wärme) und
Güllevergärung (Emissionsminderung)
Bilanzierung als Gate-to-Gate Ansatz
Im Folgenden werden Details der in Abbildung 5 genannten Module kurz beschrieben und anhand ausgewählter
Ergebnisse einer Beispielanlage des Bestandes in Sachsen illustriert. Die Beispielanlage ist dabei an die
Parameter der zweiten Referenzanlage in Tabelle 6 angelehnt.
Im Modul 1 (Substratanalyse) sind die EEG-Daten der Übertragungsnetzbetreiber, die wichtige anlagenspezifi-
schen Informationen wie die elektrische installierte Leistung, die eingespeiste Strommenge und das Jahr der
Inbetriebnahme enthalten, mit regionalspezifischen Daten in Sachsen für die durchschnittliche Substratzusammen-
Gärrest
Substrate
Eigenverbrauch
Hilfsenergie
Zusatz-
stoffe &
Betriebs-
stoffe
Strom
Wärme
Biomethan
Gasnutzung
Gär-
rest-
auf-
be-
rei-
tung
Gasproduktion
Gasaufbereitung
Substrat-
bereitstellung

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 25
setzung verknüpft. Im Projekt werden diese regionalspezifischen Daten aus den Ergebnissen der AuRaSa-
Betreiberumfrage bestimmt. Aus den verknüpften Daten werden die Substratmengen und -zusammensetzung für
alle Anlagen des Bestandes ermittelt. Die vorläufigen Ergebnisse hierfür sind in Abschnitt 3.1 abgebildet.
Im Modul 2 (Auslegung BGA Referenz) erfolgt dann auf Basis der Substratmengen und -zusammensetzung die
anlagenspezifische Auslegung einzelner Anlagenkomponenten und eine Zuordnung und Auswahl von
Technologien auf Basis der regionalspezifischen Daten von Sachsen (aus AuRaSa-Betreiberumfrage). Die
verschiedenen Komponenten wie das Fahrsilo, die Feststoffeinbringung, der Fermenter oder das BHKW werden
dabei im Modell jeweils mit einer Funktion abgebildet. In den Funktionen werden je nach Komponenten
unterschiedliche Technologien berücksichtigt und im Modul 2 anhand der relativen Häufigkeit im Bestand
festgelegt.
In Modul 3 (Integrierte Analyse über den Betrachtungszeitraum), welches das Herzstück des Modells darstellt,
fließen alle Parameter aus Modul 2 als Input ein. Es kann nochmals in verschiedene Submodule unterteilt werden.
Die wichtigsten Funktionen und Eigenschaften der Submodule sind in Tabelle 9 kurz in Stichpunkten aufgeführt.
Tabelle 9: Charakterisierung der Submodule des integrativen Analysemoduls 3 im BGA-Modell
Massen-, Energie-, und THG-
Bilanzen
BHKW Einsatzoptimierung
Wirtschaftlichkeitsberechnung
Konstante Prozessparameter
wie Temperatur und Druck
Stationäre Bilanzen für
Ø-Tageswerte aggregiert auf ein
Jahr
Massen- und Energiebilanz
komponentenspezifisch
Wärmebilanz basiert auf
durchschnittlichen
Monatsmittelwerten
Bilanzen für jedes Jahr des
Betrachtungszeitraums erfassen
Änderungen durch Austausch
von Komponenten
Fixe Substrateigenschaften für
jede Anlage
Massenbilanz unterscheidet
zwischen Substrat- und
Gasphase
THG-Bilanz setzt sich aus festen
Emissionsfaktoren für die
Substratvorketten und direkten,
anlagenspezifischen Emissionen
zusammen
Nachgelagerte Effekte bei der
Gärrestausbringung werden
berücksichtigt
Optimierungsmodell der
gemischt-ganzzahligen
Programmierung
Optimiert Erlöse von maximal
zwei unterschiedlichen BHKWs
am Day-Ahead Strommarkt über
ein Jahr
Berücksichtigt historische Daten
der (EPEX Spot SE 2018)
Bestimmt Volllaststunden der
BHKWs
Synthetisches Wärmelastprofil
muss als Restriktion gedeckt
werden, alternativ kann
Spitzenlastkessel genutzt
werden
Berücksichtigt Gas- und
Wärmespeicherkapazitäten als
Restriktion
Mehrerlöse (Flexerlöse) ergeben
sich aus den aggregierten
Monatserlösen und der Differenz
zum Referenzmarktwert
(Monatsmittelwert für steuerbare
EE)
Optimierung erfolgt für einen
Zeithorizont von drei Tagen und
mit rollierender Planung
Basiert auf Kapitalwertmethode nach
(VDI-Richtlinie 6025)
Unterscheidet zwischen kapital-,
bedarfs-, und betriebsgebundenen
sowie sonstigen Kosten
Bedarfsgebundene Kosten setzen
sich aus Substratkosten und Kosten
für den Eigenstrombedarf zusammen
Betriebsgebundene Kosten setzen
sich aus Personal und
Wartungskosten zusammen
(Regressions-) Kostenfunktionen für
einzelne Komponenten und Kosten-
arten
Betrachtet unterschiedliche
Lebensdauern, Restlaufzeiten,
Restwerte (linear Abschreibung) und
Ersatzbeschaffungen aller
Komponenten
Berücksichtigt Sanierungskosten für
Komponenten mit Lebenszeit größer
20 Jahre und Lernraten für BHKWs
mittels durchschnittlichen Kosten-
senkungsraten
Erlöse für Wärme, Flexerlöse und
mögliche Kapazitätsförderung
(Flexzuschlag) werden erfasst
Die Berechnung der Submodule erfolgt für jedes Jahr des Betrachtungszeitraums. Dadurch wird sichergestellt,
dass dynamische Entwicklungen, z.B. die Auswirkung von Alterung und Technologiefortschritt auf Wirkungsgrade,
integrativ für alle Leistungskennzahlen erfasst werden. Im Modul 3 erfolgt ebenfalls die Integration der zu
untersuchenden Betriebskonzepte und verschiedener Szenarioparameter. Der Weiterbetrieb der Bestandsanlagen
nach der 1. EEG-Periode wird über 10 Jahre beginnend mit dem Jahr 2020 betrachtet.

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 26
Abbildung 7 zeigt als Output aus dem Submodul `BHKW Einsatzoptimierung‘ Ergebnisse des BHKW Einsatzes der
Beispiel-BGA über einen Optimierungszeitraum von drei Tagen. Die Anlage ist in diesem Beispiel durch den Zubau
eines großen BHKW sowie zusätzlicher Gas- und Wärmespeicherkapazitäten doppelt überbaut. Das Optimierungs-
modell versucht das BHKW bevorzugt zu Tageszeiten mit hohen Strompreisen einzusetzen (siehe z.B. 11. März
20-22 Uhr), ist aber durch zusätzliche Bedingungen eingeschränkt.
Im Ergebnis zeigt das Modell dann für den gewünschten Zeitraum und die spezifische Anlage einen auf Stunden
aufgelösten optimierten BHKW-Einsatzplan, die Börsenstrompreise, die Wärmelast und -produktion, den
Wärmespeicherfüllstand und den Gasspeicherfüllstand (Abbildung 7).
Abbildung 7: Modellierte Einsatzoptimierung einer Beispiel-BGA aus Sachsen mit zweifacher Überbauung
über einen Zeitraum von 72h (vom 11.3.17 01:00 h bis 14.3.17 00:00 h)
So zeigt Abbildung 7 z.B., dass, sofern keine Wärme im Wärmespeicher vorhanden ist, die Wärmelast mit dem
BHKW oder einem zusätzlichen Brenner gedeckt werden muss (12. März 18 Uhr). Letztere verursacht aber
zusätzliche variable Kosten und wird deswegen möglichst wenig eingesetzt. Aufgrund der begrenzten
Gasspeicherkapazität muss das kontinuierlich produzierte Biogas bei annährend vollem Speicher vom BHKW

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 27
verbraucht werden (ab 12. März ebenfalls 18 Uhr). Da das synthetische Lastprofil an den durchschnittlichen
Wärmenutzungsgraden von Biogasanlagen ausgerichtet ist, führt dies dazu, dass in den meisten Zeiten eines
Jahres zu viel Wärme durch das BHKW produziert wird. Dieser Überschuss wird dann mittels Notkühlung an die
Umgebung abgegeben (gelbgefärbte Balken). Da die Notkühlung mit Kosten (zusätzlicher Stromverbrauch) belegt
wird, versucht das Modell, diese ebenfalls zu vermeiden.
In Abbildung 8 sind die Rohgas- sowie Stromgestehungskosten der Beispielanlage sowie die Anteile der kapital-,
bedarfs-, und betriebsgebundenen sowie sonstigen Kosten wie auch Erlöse aus Wärme und dem flexiblen Betrieb
dargestellt. Abbildung 8 stellt somit das zusammenfassende Ergebnis des Submoduls ‚Wirtschaftlichkeits-
berechnung‘ dar. Die Anteile innerhalb der Kostengruppen (bezogen auf die Stromgestehungskosten) sind zusätz-
lich noch aufgeteilt in die Prozessschritte aus Abbildung 6 (Substratbereitstellung, Gasproduktion, Gasaufbe-
reitung), die übergreifenden bzw. eingehenden Kosten der Substrate und den Eigenenergie- sowie den Personal-
bedarf. Der Hauptanteil der Kosten setzt sich dabei aus den bedarfsgebundenen Kosten zusammen, die wiederum
zum Großteil aus den Substratkosten bestehen, gefolgt von den Kosten für den Eigenenergiebedarf. Bei den
Kapitalkosten und betriebsgebundenen Kosten entfällt der Hauptanteil auf die Gärrestaufbereitung und Gas-
nutzung. Die Gärrestaufbereitung enthält auch die Kosten für die Abdeckung von Gärrestlagern und den Ausbau
der Lagerkapazität. Die Kosten der Gasnutzung resultieren vor allem aus den BHKW-Neuanschaffungen für den
Weiterbetrieb, während bei den Komponenten wie dem Fermenter lediglich Sanierungskosten anfallen. Die
Rohgaskosten der Anlagen belaufen sich für die Beispielanlage der Referenzklasse REF BGA 1 auf 5,32 Ct/kWh
und die Stromgestehungskosten auf 15,26 Ct/kWh. Nach Abzug der Gutschriften (z.B. Erlöse für Wärme) ergibt
sich ein anlegbarer Wert von 12,18 Ct/kWh, mit dem die Anlage in die Ausschreibung gehen könnte.
Abbildung 8: Kostenübersicht der Referenzbiogasanlage 'REF BGA1' für 10 Jahre des Weiterbetriebs
(Folgekonzept Flex Regulär) im REF Szenario

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 28
2.4 Szenariorahmen
Im AP3 werden einerseits der Szenariorahmen für die Szenarioanalyse, anderseits die zu untersuchenden
Betriebskonzepte, Geschäftsmodelle und Technologieoptionen (im Weiteren unter dem Begriff „Folgekonzepte“
zusammengefasst) für den Weiterbetrieb festgelegt. Dazu wurden zunächst die in den Szenarien zu variierenden
Parameter bestimmt. Sie gliedern sich nach den wesentlichen Faktorengruppen in i) Politischer Rahmen (z.B. EEG
Anforderungen wie die Verweilzeit oder der Mindest-Überbauungsgrad) und ii) marktseitiger Rahmen (z.B.
Technischer Fortschritt oder Preisentwicklung für z.B. Anbaubiomasse). Daneben werden die unterschiedlichen
Ausrichtungen bzw. grundlegende „Thematik“ der Szenarien bestimmt, um abschließend dann die Parameter in
den einzelnen Szenarien mit spezifischen Werten zu versehen. Die sich daraus ergebende Parametermatrix ist in
Tabelle 10 für die drei erstellen Szenarien dargestellt. Die zu verändernden Szenarioparameter fokussieren sich
dabei primär auf den politischen Rahmen. Die Auswirkungen bzw. der Einfluss marktseitiger Parameter, die nicht
direkt von der politischen Rahmensetzung abhängen, werden abschließend zusätzlich über Sensitivitätsanalysen
für das Referenzszenario und Folgekonzept spezifisch ermittelt. Dazu gehören z.B. die Entwicklung der
Substratpreise/Bereitstellungskosten. Für andere Parameter wie die Strombörsenpreise, Wärmepreise, THG-
Quotenpreise oder EEG-Umlage werden Zeitreihen für die Jahre 2020 bis 2050 genutzt und den jeweiligen
anlagenspezifischen Jahren des Weiterbetriebs zugeordnet (für Daten siehe Tabelle 19).
Als entscheidende Größe, ob ein Weiterbetrieb einer Anlage innerhalb eines Szenarios erfolgt oder nicht und
welches Konzept für den Weiterbetrieb genutzt wird, wird der Parameter 'normierter Kapitalwert' genutzt. Der
Kapitalwert wird dabei über den Barwert aller Investitionen normiert. Da für die Ermittlung des Kapitalwerts der
EEG-Konzepte die Höhe eines möglichen Zuschlags im Ausschreibungsverfahren benötigt wird, wird zudem das
Ausschreibungsverfahren vereinfacht simuliert.
Dafür wird zunächst das deutschlandweite Biomasse-Ausschreibungsvolumen auf den BGA-Bestand herunter-
gebrochen. Dafür wird ein bundesweiter Anteil von Strom aus Biogas, an Strom aus Biomasse von 73% (BMWi
2019a) und ein Anteil der BGA Sachsen am deutschen BGA Bestand von 3% angenommen. Die Ausschreibungs-
volumina finden sich ebenfalls in Tabelle 19. Mit dieser Reduzierung ist jedoch eine gewisse Unsicherheit
verbunden, dass die Heterogenität des deutschen BGA-Bestandes nicht ausreichend abgebildet wird. Ergebnisse
des Projektes NxtGenBGA zeigen, dass z.B. der Anlagenpark Thüringen, der eine gewisse Ähnlichkeit zu Sachsen
aufweist, im Vergleich besser abschneidet (im Hinblick auf einen Weiterbetrieb über die EEG-Ausschreibungen) als
z.B. der Niedersachsens oder Baden-Württembergs (Güsewell und Eltrop 2020). Bei Vorteilhaftigkeit der
sächsischen BGA und einem höheren zur Verfügung stehenden Ausschreibungsvolumen könnten so mehr BGA in
den EEG-Anschlussbetrieb gehen. Das Ausschreibungsverfahren wird dann entgegen der realen Ausschreibung
mittels eines 'Uniform-Pricing'1-Ansatz für jedes Jahr simuliert. Dafür gehen jede BGA des betreffenden Jahrs
(Annahme BGA geht drei Jahre vor Ende 1. Periode in die Ausschreibung, Vereinfachungen: Nur eine Teilnahme
und nur eine Ausschreibung pro Jahr) mit dem jeweils für sie niedrigsten 'anlegbaren Wert' der drei EEG-
Folgekonzepte in die Ausschreibung. BGA mit einem anlegbaren Wert über der jeweils geltenden
Höchstgebotsgrenze sind ausgeschlossen. Die letzte Anlage, die noch innerhalb des Ausschreibungsvolumen
liegt, setzt dann den zu ermittelnden EEG-Erlös, der für alle Anlagen des gleichen Jahres/Ausschreibung gilt.
Im Folgenden wird kurz der thematische Hintergrund und die Ausgestaltung der einzelnen Szenarien erläutert.
Referenzszenario „REF“
Das Referenzszenario „REF“ beschreibt die Fortschreibung der derzeitigen Rahmenbedingungen rund um das
EEG 2017 ohne weitere Änderungen. Es wird jedoch angenommen, dass der Weiterbetrieb für alle Anlagen, d.h.
1 Beim Ausschreibungsverfahren nach „uniform pricing“ erhalten die niedrigsten Gebote den Zuschlag. Am Ende der Ausschreibungsrunde ist
der Förderbetrag für alle ausgeschriebenen Anlagen allerdings gleich. Die Höhe der Förderung entspricht dem höchsten Gebot, das noch
einen Zuschlag erhalten hat, und wird auf alle anderen übertragen. Das Verfahren „uniform pricing“ hat zur Folge, dass einige Bieter eine
höhere Förderung erhalten, als sie im Bieterverfahren angemeldet haben.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 29
auch über den aktuellen Ausbaukorridor bis 2022 hinaus, möglich ist und die gleichen Ausschreibungsvolumina zu
Verfügung stehen. Es gelten gemäß gesetzlicher Regelung eine Mindestverweilzeit im gasdichten System von
150
Tagen und eine Mindest-GRL-Kapazität von 9 Monaten. Weiterhin gilt die Degression der
Höchstgebotsgrenze von 1%/a.
Szenario „Gülle +“ und der Ausbau der Förderung von Kleinanlagen und der Güllevergärung
Das Szenario „Gülle+“ beschreibt eine Weiterentwicklung des EEG, in der primär eine verstärkte Güllenutzung
durch veränderte Förderkonditionen angestrebt wird. Die Weiterentwicklung und Veränderungen der Förder-
konditionen basieren dabei zum Teil auf Vorschlägen des Bioenergie- und Biogas-Fachverbandes zur
Weiterentwicklung EEG bzw. zur Erreichung der Klimaschutzziele 2030 (BBE et al. 2018) sowie den Ergebnissen
des Projektes „Hembio“ (Scholwin et al. 2019). So wird für kleinere Anlagen unter 200 kW
el,BL
eine höhere
Höchstgebotsgrenze von 19 Ct/kWh zugelassen. Auch wird die Degression ausgesetzt und deutlich mehr
Ausschreibungsvolumen festgelegt. Weiterhin wird eine Änderung der 150-Tage-Regel vorgenommen. Es gilt ein
Minimum von 60 +1 Tage/%-Punkt-nicht-Gülle im Substratmix. Als letzter Punkt wird zusätzlich eine
Mindestanforderung an die THG-Reduktion für die Teilnahme der Ausschreibung gefordert. Dieser wird auf 70 %
des fossilen Referenzwertes von 658,8 g/kWh
el
festgelegt. Darüber hinaus wird die EEG-Umlage auf Eigenstrom
abgeschafft.
Szenario „Flex++“ mit einer stärkeren Flexibilisierungs und einem Kraftstoffquotenbedarf
Das Szenario „Flex++“ beschreibt zwei Entwicklungen, die auf Grund der Dringlichkeit des Klimaschutzes (IPCC,
Deutsche Koordinierungsstelle 2018) und den Debatten um einen CO
2
-Preis und den Kohleausstieg in Zukunft
Realität werden könnten. Biomethan könnte im Kraftstoffsektor auf Grund des hohen THG-Einsparpotentials eine
stärkere Nachfrage und steigende Preise erfahren. Andererseits könnten durch einen verschärften Kohleausstieg,
d.h. den Abbau konventioneller gesicherter Leistung, Erlöse für BGA am Strommarkt steigen, da sich das
Strompreisniveau erhöht und die Preisschwankungen sich verstärken (Matthes et al. 2019). So gibt (Fernahl et al.
2017) für Biomasse-Spitzenlast einen durchschnittlichen Vermarktungswert von 80 €/MWh im Jahr 2025 bei einem
CO
2
-Preis von 75 €/t CO
2
an. Um der gleichzeitig steigenden Flexibilitätsnachfrage durch einen forcierten EE-
Ausbau strategisch zu begegnen, könnte die Förderung nach gesicherter EE-Leistung durch eine Erhöhung des
Mindest-Überbauungsgrades ermöglicht werden. Die Degression wird wie im "Gülle+"-Szenario ausgesetzt und
zudem auch die Ausschreibungsvolumina deutlich erhöht.
In Tabelle 10 sind die Parameter und Annahmen für die drei Szenarien in einer sogenannten Parametermatrix
zusammengestellt.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 30
Tabelle 10: Parametermatrix für die Szenarioanalyse
Kategorie
Parameter
Beschreibung
Einheit
Szenario REF
Szenario Gülle +
Szenario
Flex++
(EEG-)
Anforderungen
Min. Grad der
Überbauung
-
2
2
3
Verweilzeit
Mindest-Verweilzeit im
gasdichten System
d
150
60 d plus 1d/ %-
Punkt nicht
Güllesubstrat
150
GRL Kapazität
Monate
9
EEG
Erlösoptionen
EEG-Marktprämie
Höchstgebotsgrenze
Ct/kWh
16,9
16,9 (BL>200)
19 (BL<200)
16,9
Degression
Höchstgebot
Jährliche Reduktion
der Höchstgebots-
grenze
- %/a
Ja
Nein
Nein
Flex Zuschlag/
Kapazitätsförderung
Spezifische jährliche
Förderung für den
Zubau von Leistung
€/kW*a
40
Aufschlag kurzfristige
Flexibilität
z.B. für Regelleistung
und Intradayhandel
% der Flex-erlöse
10
10
25
EEG-Umlage
Auf Eigenstrom-
verbrauch
-
Ja
Nein
Ja
Technischer
Fortschritt
BHKW –
Wirkungsgrad
Jährliche Steigerung
für neue BHKW
%-Punkte/a
niedrig (0,1)
BHKW - Investition
Jährliche Reduktion
der BHKW
Investitionskosten
%/a
niedrig (1)
niedrig (1)
mittel (2)
Ökonomische
Entwicklung
THG-Quotenpreis
Steigerung in Anleh-
nung an CO2 Preisent-
wicklung
%/a
Siehe Tabelle Tabelle 19
Stromerlöse
Durchschnitt
Ct/kWh
4*
Siehe Tabelle Tabelle 19
Wärmeerlöse
Durchschnitt
Ct/kWh
3**
Substratkosten
Jährliche Steigerung
für Silagen/Nawaro
%/a
1
1
4
Mit dynamische Preissteigerung von * 1.8%/a,** 3,8%/a
2.5 Betriebskonzepte, Geschäftsmodelle und
Technologieoptionen (Folgekonzepte)
Die im Projekt untersuchten Folgekonzepte, die in jeweils drei Szenarien analysiert wurden, werden hier stich-
punktartig beschrieben und definiert. Die Folgekonzepte sind in die Gruppen i) 'Anschlussbetrieb im EEG' und ii)
'Weiterbetrieb außerhalb des EEGs' unterteilt. Letztere teilt sich nochmals auf in iia) Eigenenergienutzungs-
konzepte und iib) Gasaufbereitungskonzepte. Die wichtigsten Parameter zur Beschreibung sowie die Auswir-
kungen auf Leistungskennzahlen, z.B. Bemessungsleistung, sind anhand des Referenzbiogasanlagentyps REF
BGA1 in Tabelle 11 aufgeführt.
2.5.1 Folgekonzepte in der Gruppe 'Anschlussbetrieb im EEG'
Folgekonzept "Flex Regulär" - Flexibilisierung und EEG-Anschluss mittels regulärer Überbauung
Es erfolgt eine doppelte Überbauung, um die Mindestanforderung zu erfüllen. Die Bemessungsleistung bzw. der
Substrateinsatz werden nicht verändert. Zur Einhaltung der 150 Tage Verweilzeit werden Gärrestlager abgedeckt
und ggf. Behältervolumen für die Einhaltung der Gärrestlagerdauer oder auch der Verweilzeit zugebaut. Es wird
eine Sanierungsrate von 20% für alle Anlagenkomponenten mit einer Lebensdauer größer als 20 Jahre
angenommen. Alle weiteren Komponenten werden nach Ende ihrer Lebenszeit durch Ersatzinvestitionen ersetzt.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 31
Folgekonzepte "Gülle min" und "Gülle-Opt" - Flexibilisierung und EEG-Anschluss über Reduktion der
Bemessungsleistung
Folgekonzept "Gülle-Min" Umbau zur „reinen Gülle-BGA“ und dem Verzicht auf den Einsatz von NawaRo und
sonstiger Substrate. Die installierte Leistung bleibt unverändert, sofern das BHKW noch Restlaufzeit besitzt und
ein Überbauungsgrad von 2 eingehalten werden kann. Kann dies nicht erfolgen, wird ein weiteres BHKW
zugebaut. Es erfolgt keine Sanierung der BGA, lediglich die für den Weiterbetrieb notwendigen Ersatzbe-
schaffungen werden getätigt. Das Konzept zielt vor allem auf Anlagen, die aktuell keine 150 Tage Verweilzeit
aufweisen können.
Folgekonzept "Gülle Opt": Reduzierung des NawaRoeinsatzes. Dies wird über eine Substratoptimierung
(Minimierung variablen Gaskosten) gelöst, die zum Ziel hat, mit den bestehenden Fermentern und vorhandenen
gasdichten Gärrestlagern (GRL) die Verweilzeit von 150 Tagen einzuhalten. Als weitere Randbedingungen
müssen alle bisher genutzten Wirtschaftsdünger (WD) weiter genutzt werden. Je nach BGA reduziert sich so
die Bemessungsleistung. Es wird eine Sanierungsrate von 10 % angenommen.
2.5.2 Folgekonzepte in der Gruppe 'Weiterbetrieb außerhalb des EEG'
Eigenenergiekonzepte "KWK-Eigen" und "Wärme-Eigen"
Nutzung der Strom- und Wärmeproduktion im landwirtschaftlichen Betrieb selbst: Dazu wird dem landwirt-
schaftlichen Betrieb der jeweiligen Referenz-BGA ein Strom- und Wärmeverbrauch zugeordnet. Als spezifische
Bezugsgröße wird die Größe des Betriebs anhand der bewirtschafteten Fläche und der Großviehanzahl
herangezogen. Diese wurden für die fünf Referenzklassen aus den Umfragewerten ermittelt. Ausgehend von
dem Jahresverbrauch wurden zudem durchschnittliche Lasten ermittelt. Der Wärmeverbrauch liegt dabei
mengenmäßig deutlich über dem Stromverbrauch. Die Konzepte werden zudem mit einer Substratoptimierung
(Minimierung variablen Gaskosten) kombiniert. Nebenbedingung der Optimierung ist ausreichend Gas für den
Strombedarf (KWK-Eigen) bzw. Wärmebedarf (Wärme-Eigen) bereitzustellen. Weiterhin soll möglichst das
vorhandene Wirtschaftsdünger-Potential genutzt werden, dessen Einsatz darf nicht unter 80% des ursprüng-
lichen Werts sinken. Es gilt keine 150 d-Regel. Die beiden Eigenenergiekonzepte unterscheiden sich wie folgt:
Folgekonzept "KWK-Eigen": Eigenstrom- und Wärmeversorgung mittels BHKW: Der "Erlös" wird aus der
eingesparten Strom-/Wärmemenge und dem zugrundeliegenden Zukaufpreis berechnet. Es wird von einer
anteiligen EEG-Umlage von 40% auf den selbstgenutzten Strom ausgegangen. Etwaiger Überschussstrom
wird zu Börsenpreisen verkauft.
Folgekonzept "Wärme-Eigen": Reine Wärmeerzeugung mittels eines Biogaskessels zur Eigenwärmever-
sorgung. Der "Erlös" wird aus der eingesparten Wärmemenge und dem zugrundeliegenden Zukaufpreis/
Bereitstellungskosten berechnet.
Gasaufbereitungskonzepte "Biomethan-Netz" und "Bio-CNG"
Umrüstung zur Biomethanaufbereitungsanlage und Beibehaltung des Substrateinsatzes: Es wird angenommen,
dass mit dem bisherigen Substratmix weiterhin eine ausreichende Gasqualität und konstante Rohgaserzeugung
erfolgen kann, da die Anlagen im bisherigen KWK-Betrieb in der Regel eine hohe Volllaststundenzahl
aufweisen, was wiederum eine konstante Gasproduktion voraussetzt. Kleinere Schwankung lassen sich mit den
vorhandenen Pufferspeichern des Gasraumes ausgleichen. Weiterhin lassen sich die Aufbereitungsverfahren
bis zu einem gewissen Grad auch mit einer geringen Auslastung (Teillast) betreiben. Es gilt keine
150 Tage-Regel. Jedoch ist für die Teilnahme am THG-Quotenmarkt des Kraftstoffsektors eine
Mindestminderung der THG-Emissionen erforderlich. Die Konzepte teilen sich auf wie folgt:
Folgekonzept "Biomethan-Netz": Biogas-Aufbereitung mittels Membrantrennverfahren; Einspeisung ins
lokale Gasnetz. Als Gaspreiserlöse wurden 2 Ct/kWh
Ho
plus vermiedene Netzentgelte von 0,7 Ct/kWh
Ho
angenommen.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 32
Folgekonzept "Bio-CNG": Aufbereitung mittels chemischer Wäsche und der Bereitstellung von CNG an einer
lokalen Gastankstelle. Die Gaserlöse wurden ausgehend von Tankstellenpreisen von 1.066 €/kg Erdgas
unter Abzug von Mehrwert- und Energiesteuer, Tankstellenmarge sowie Transportkosten ermittelt. Die
Gaserlöse frei Anlage liegen deswegen etwas höher als die der Netzeinspeisung.
In Tabelle 11 sind die Folgekonzepte anhand der BGA-Auslegungsparameter und Kennzahlen der REF BGA 1
zusammenfassend dargestellt.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 33
Tabelle 11: Vergleich der EEG-Folgekonzepte anhand BGA-Auslegungsparameter und Kennzahlen der REF BGA 1 (Umsetzung im REF Szenario)
Kategorie
Parameter
Flex Regulär Gülle Min
Gülle Opt
KWK-Eigen
Wärme-
Eigen
Biomethan-
Netz
Bio-CNG
Hauptprodukte
Strom & Wärme
Wärme
Gas & THG Quote
Konzeptionierung &
Anpassung an
Szenariorahmen
Überbauungsfaktor/
Technologie
2
1,25
Gaskessel
Membrantrenn-
verfahren
Chemische Wäsche
BHKW Auslegung
Ein neues BHKW Alt BHKW + Zusatz BHKW
Austausch Alt-
BHKW sofern
notwendig
-
-
-
Anpassung des
Substratmix
Keine Anpassung
sofern Maisdeckel
eingehalten
Nur WD wie im
Ausgangszustand
Substratoptimierung* mit Ziel
Erhalt BL und Einhaltung 150 d
HRT, WD gedeckelt bei Menge
im Ausgangszustand
Substratoptimierung* mit Ziel
Angleichung BL an Eigenbedarf,
WD muss min. 80% des
Ausgangszustandes betragen
Keine Anpassung
150 d im Gasdichten
System erforderlich
Ja
Nein
Ja
Nein
Nein
Sanierungsrate**
20
0
10
10
20
Neue Anlagenparameter
Bemessungsleistung
487 kW
el
114 kW
el
213 kW
el
87 kW
el
525 W
th
1200 kW
Ho
1246 kW
Ho
Installierte Leistung
974 kW
el
243 kW
el
443 kW
el
122 kW
el
1409 kW
th
-
-
WD-Anteil
72%
100%
72%
100%
87%
72%
72%
Verweilzeit Gasdichtes
System
167
162
156
110
78
65
65
Netto-Wärmeausnutzung
(ohne Eigenbedarf)
41%
100%
81%
100%
100%
-
-
*Minimierung variable Gaskosten, ** für Komponenten mit Lebensdauer über 20 Jahren

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 34
3 Ergebnisse
3.1 Auswertung und Aufbereitung der EEG-Daten
Im Teil 1 des AP2 wurden die EEG-Daten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB 2017) ausgewertet. Die Anlagen in
Sachsen liegen dabei ausschließlich im Netzgebiet von 50 Hertz. Die EEG-Daten bestehen zum einen aus den
EEG-Stammdaten, welche die Parameter wie den Ort, das Jahr der Inbetriebnahme und die installierte Leistung
beinhalten sowie zum anderen aus den EEG-Bewegungsdaten, die die Art der Vergütung und zugehörige
eingespeiste Strommengen beinhalten. Bei den Anlagen der EEG-Daten handelt es sich ausschließlich um die
Generatoren der BHKW und nicht um Biogasanlagen im Sinne von Gasproduktionsanlagen. D.h. es können
mehrere EEG Anlagen eine Biogasanlage bilden z.B. Satelliten-BHKW oder mehrere BHKW an einem Standort. In
den EEG-Daten wird nach dem Energieträger Biomasse unterschieden, eine weitere Differenzierung erfolgt über
die Vergütungsschlüssel der Bewegungsdaten. Jedoch hat hier eine Veränderung der Struktur der Vergütungs-
schlüssel (seit 2013/14) zu einem Informationsverlust geführt.
Die Auswertungen beziehen sich auf die kombinierten EEG-Daten der Jahre 2014-2018. Als weitere Datenquelle
wurden Daten des eingeführten Marktstammdatenregisters der Bundesnetzagentur in die Analyse integriert
(BNetzA 2019c). Jedoch sind immer noch viele Anlagen nicht vollständig mit allen Parametern eingetragen.
Ebenso enthalten die Informationen keine Bewegungsdaten, es werden aber Angaben zum Brennstoff z.B. „Biogas
vor Ort verstromt“ gemacht. Derzeit werden dort 516 Biomasseanlagen für Sachsen aufgeführt. Ganz offensichtlich
können dies also keine kompletten Biogasanlagen in Sachsen sein (von denen es ja nur etwa 300 gibt, sondern es
handelt sich um BHKW, von denen mehrere einer Biogasanlage zuzuordnen sind.
In der Auswertung konnten 440 Biomasseanlagen (Generatoren) mit Bewegungsdaten verknüpft werden. Nach
Zuordnung von Landkreisen und einer Aggregation über gleiche Adressen, was einem Zusammenschluss mehrere
Generatoren bedeutet, sowie einer Filterung von Vergütungskategorien, die Biomethanaufbereitung, eine
Vergütung für Substrate wie Holz und Abfall ausschließen, bleiben 308 Datensätze erhalten, die als Biogasanlagen
identifiziert wurden. Anschließend werden weitere Anlagen mit einer Bemessungsleistung kleiner als 30 kW
el
bzw.
größer als 2 MW
el
, Anlagen mit Volllaststunden größer 8760 h und kleiner 1000 h aussortiert. Daraus ergibt sich
aktuell ein finaler Datensatz mit 284 Anlagen und einer installierten Gesamtleistung von 134 MW
el
. Die Verteilung
nach der Bemessungsleistung ist in Abbildung 9 dargestellt. Die meisten Anlagen liegen unter 600 kW
el
, der
Mittelwert beträgt 369 kW
el
. Die Anzahl deckt sich mit Angaben des LfULG 2018, hier liegt der Mittelwert der
Bemessungsleistung jedoch etwas höher, nämlich zwischen 415-450 kW
el
. Diese Diskrepanz lässt sich auf die
nicht eindeutige Zuordnung der EEG-Vergütungskategorien zurückzuführen und, dass mehrere EEG-Anlagen eine
Biogasanlage bilden können.
Abbildung 9 Verteilung der Bemessungsleistung (links) und Volllaststunden (rechts) der BGA in
Sachsen

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 35
In Abbildung 9 sind auch die Volllaststunden der BGA in Sachsen dargestellt, die eine Beurteilung eines flexiblen
Betriebes ermöglichen sollen. Dieser Flexibilisierungsstand der BGA in Sachsen zeigt, dass derzeit nur 21 Anlagen
Volllaststunden unter 4380 h aufweisen, was einer 2-fachen Überbauung entsprechen würde. Einige wenige
Anlagen liegen auch noch unter 4000 Volllaststunden. Bei diesen Anlagen könnte es sich auch um nicht richtig
zugeordnete wärmegeführte Biomethan-BHKW handeln oder Anlagen mit hohen Ausfallzeiten.
Insgesamt ist für Sachsen davon auszugehen, dass der Großteil der BGA-Anlagen nicht flexibilisiert ist und dies
den aktuellen Referenzfall darstellt.
3.2 Ergebnisse aus der AuRaSa-Betreiberumfrage
Die Auswertung der Betreiberumfrage trennt sich in einen allgemeinen Teil, der eine Übersicht über den BGA-
Bestand in Sachsen gibt, und einen spezifischen Teil, der die Umfragedaten für die fünf Referenz-Biogasanlagen
aggregiert und so als Input für die Modellierung dient.
Aus der Auswertung der AuRaSa-Betreiberumfrage lässt sich auch ermitteln, inwieweit es in der Befragung
gelungen ist, einen repräsentativen Querschnitt aus dem Anlagenbestand in Sachsen abzubilden.
3.2.1 Der BGA-Bestand in Sachsen
(- Auswertung der AuRaSa-Betreiberumfrage)
BGA-Kenndaten und technischer Teil
Die Verteilung der Bemessungsleistung der BGA aus der AuRaSa-Umfrage (Abbildung 10) deckt sich mit der
Analyse des Gesamtbestandes aus den EEG-Daten (vgl. Abbildung 9). Im Mittel liegt sie bei 341 kW
el
, kumuliert
bei 11,6 MW
el
(bezogen auf die Umfrage-BGA). Die installierte Leistung beträgt im Mittel 412 kW
el
und insgesamt
14 MW
el
(siehe Abbildung 28), was ca. 10% des Gesamtbestandes entspricht. Der Gülleanteil (=alle
Wirtschaftsdünger) liegt im Durchschnitt bei 85% und damit sehr hoch. Nur wenige BGA liegen bei unter 70%. Eine
detaillierte Aufteilung der Substrate für den Gesamtbestand findet sich in Abbildung 28.
Abbildung 10: Bestandsverteilung Bemessungsleistung (links) und Gülleanteil im Substratmix (rechts)
in den BGA der AuRaSa-Betreiberumfrage
Die Verweilzeit im gasdichten System fällt dementsprechend sehr niedrig aus (Abbildung 11) und liegt im Mittel bei
87 Tagen. Nur wenige Anlagen können die im EEG 2017 geforderten 150 Tage bereits jetzt einhalten. Wird jedoch
eine mögliche Abdeckung offener Gärrestlager mit einbezogen, steigt das Mittel der Verweilzeit auf 183 Tage.
Einige Anlagen müssten jedoch auf Grund von nicht vorhandenen technischen Möglichkeiten bestehende
Gärrestlager abzudecken, neue Gärrestlager errichten. Dieser Umstand wurde deshalb in die Modellierung
aufgenommen, um die hierfür erforderlichen zusätzlichen Kosten zu berücksichtigen.

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 36
Abbildung 11: Bestandsverteilung der Verweilzeit im gasdichten System aktuell (links) und bei Abdeckung
von offenen Gärrestlagern, sofern dies als möglich angegeben wurde (rechts) in den BGA der AuRaSa-
Betreiberumfrage
Ähnlich sieht es beim Wert 'Gasspeicherkapazität im Bestand' aus (Abbildung 12). Im Mittelwert liegt er bei
6 Stunden, könnte aber durch Abdeckung bestehender Gärrestlager auf 18 Stunden steigen. Dies ist ein Wert, der
für eine doppelte Überbauung als ausreichend angesehen werden kann.
Bei der Gärrestlager-Kapazität (berechnet anhand Volumen-Angaben, nur BGA-Bezug) liegt das Mittel bei
5,8 Monaten (Abbildung 13). Die für den Gesamt LWB angegeben WD-Lagerkapazitäten liegen im Mittel jedoch
bei 7,8 Monaten. Trotzdem wären so je nach Betrieb auf Grund der Düngeverordnung (DüV) neue Investitionen in
zusätzliche Lager notwendig.
Abbildung 12: Bestandsverteilung Gasspeicherdauer aktuell (links) und bei Abdeckung von offenen GRL,
sofern dies als möglich angegeben worden ist (rechts) in den BGA der AuRaSa-Betreiberumfrage
Abbildung 13: Bestandsverteilung Gärrestlagerkapazität (links) und theoretischer Wert (absolut pro Jahr)
der Güllevergärung bei einem CO
2
-Preis von 180 €/tCO
2
(rechts) in den BGA der AuRaSa-Betreiberumfrage
Im Weiteren werden stichpunktartig die wichtigsten Erkenntnisse aus den Umfrageergebnisse wiedergegeben. Sie
fließen aber nicht notwendigerweise in die Modellierung ein. Die vollständigen Darstellungen hierzu sind im
Anhang unter Abschnitt A 1.2 zu finden.

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 37
Genereller Betrieb und Wärmenutzung
Flexibler Betrieb: 84 % der Antworten geben als Fahrweise den unflexiblen Dauerbetrieb (Grundlast) an.
Wärmenutzung: Von der bruttoerzeugten Wärme werden im Durchschnitt 28,3 % intern genutzt. Der durch-
schnittliche interne Wärmepreis beträgt 2,6 ct/kWh. Von der bruttoerzeugten Wärme werden im Durchschnitt
38,3 % extern verwendet. Der durchschnittliche Wärmepreis (frei Abnehmer) beträgt dabei 7,9 ct/kWh. Darauf
aufbauend zeigt Abbildung 14 zusätzlich die Verteilung für die gesamt Netto-Wärmenutzung, die aufbauend auf
der theoretischen verfügbaren Bruttowärme berechnet wurde. Der Durchschnitt liegt bei 19 %. Die Verteilung ist
jedoch sehr ungleich, viele Anlagen liegen nahe bzw. unter dem Durchschnitt, während einige Anlagen eine
sehr hohe Wärmenutzung vorweisen. Die am meisten genannten Abnehmer der extern verwendeten Wärme
sind Wohnhäuser (57 %)
Abbildung 14: Bestandsverteilung der Wärmenutzung (ohne Eigenwärme, entspricht Nettowärmenutzung)
(links) und dem erzielten spezifischen Wärmepreis, gewichtet nach Wärmenutzungsanteilen betriebsintern
und -extern (rechts) in den BGA der AuRaSa-Betreiberumfrage
Substrataufbereitung: Rotacut ist das meist genannte Verfahren zur Substrataufbereitung (36 %), gefolgt von
Getreidequetschen (19 %).
Feststoffeinbringung: Dosierer (58 %) ist die an der häufigsten genannten Option.
Weiterbetrieb in der Post-EEG-Zeit
85 % der BGA Betreiber streben einen Weiterbetrieb nach Auslaufen der Betriebszeit im EEG an. Trotz dieses
hohen Prozentsatzes befinden sich unter den Antworten 81 % nicht in einer aktiven Planung zur Vorbereitung
eines Weiterbetriebs. Ein Grund könnte die noch hohe Restlaufzeit bei vielen Anlagen (Abbildung 15) sein. Im
Mittel liegt diese bei 10 Jahren. Die Restlaufzeit der vorhandenen BHKW liegt dagegen deutlich darunter. Im
Mittel über alle BHKW liegt diese bei nur 2,5 Jahren (Abschreibungszeit: 10 Jahre) und macht somit ein
baldiges Handeln notwendig. Idealerweise sollte mit dem Austausch des BHKW eine strategische Ausrichtung
über die 1. EEG-Periode hinaus (Post-EEG-Zeit) erfolgen.
Bei den relevanten Zukunftsmodellen sind die meist genannten Antworten Eigenversorgung mit Strom (36 %)
und Wärme (32 %).
Das meist genannte Hemmnis, das gegen einen Weiterbetrieb spricht, sind laut Umfrage Genehmigungs-
probleme (31 %).
Der höchste Sanierungsbedarf im Falle eines Weiterbetriebs wird im Durchschnitt beim Gärrestlager
(208 Tsd. €) gesehen.
Für eine gasdichte Abdeckung geeignete und ungeeignete Gärrestlager sind in den Antworten der Umfrage
ungefähr gleich häufig vertreten.
Kosten für eine gasdichte Abdeckung der Gärrestlager werden im Schnitt bei 138 Tsd. € gesehen.

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 38
Abbildung 15: Bestandsverteilung der Restlaufzeit im EEG (links) und der mittleren Restlaufzeit der BHKW
(rechts) in den BGA der AuRaSa-Betreiberumfrage
3.2.2 Referenz-BGA (Modellintegration aus den AuRaSa-Umfragedaten)
Wie bereits in Kapitel 2.2.1 erwähnt, wurde die Datengrundlage für die Modellierung mit Daten aus der
Betreiberumfrage in Sachsen von 2016/2017 erweitert. Tabelle 12 gibt hierfür an, wie viele Anlagen der jeweiligen
Referenzklasse zugeordnet wurden. Die Verteilung ist mit Ausnahme der Referenzanlage REF BGA 5 sehr
gleichmäßig. Auch die Substratverteilung weicht im Mittel nicht sehr stark ab (Abbildung 16). In den Anlagen der
Klassen 2 und 5 wird jedoch vermehrt Festmist und Maissilage eingesetzt. Auch ist die Bandbreite des Einsatzes
von Wirtschaftsdüngern in der Klasse 2 am größten.
Abbildung 16: Substratverteilung in den Biogasanlagen der Umfrage 2016/17 in Sachsen zugeordnet nach
den fünf Referenzanlagenklassen
Eine Abweichung bei den Prozessstufen ist insbesondere bei Klasse 3 zu sehen, die vor allem aus Kleingülle-
anlagen bestehen. Für solche Anlagen, die in der Regel nur aus Fermenter und Gärrestlager bestehen, ist dies
nicht ungewöhnlich. Bei den BHKW-Typen kommen bei den kleineren Referenzanlagen REF BGA 3 & 4 vermehrt

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 39
Zündstrahl-BHKW zum Einsatz. Ausnahme ist die REF BGA 5. Ein Grund ist wahrscheinlich auf die ebenso
erhöhte Anzahl an BHKW pro BGA zurückzuführen
Weitere größere Abweichung sind bei der Verweilzeit im gasdichten System zu sehen. Für die REF BGA2 ergibt
sich ein Mittel von 195 Tagen. Dies ist auf die Klassifizierung und Zuordnung zurückzuführen, da für REF BGA2 als
einzige ein gasdichtes Gärrestlager festgelegt wurde. Auch bei der Gärrestlagerkapazität des landwirtschaftlichen
Betriebes ergeben sich Abweichungen. Speziell für die kleineren REF BGA 3 & 4 sind die Kapazitäten geringer und
erwartungsgemäß die landwirtschaftlichen Betriebe kleiner. Eine Ausnahme stellt die REF BGA 5 dar. Die Größe
des landwirtschaftlichen Betriebes bewegt sich eher zwischen denen der REF BGA 3 und 4. Die größere BGA
ergibt sich so vor allem auch aus einem stärkeren NawaRo-Einsatz.
Tabelle 12: Anlagenkennzahlen der Referenzanlagen aus der Betreiberumfrage 2016/17, Grundlage der
Datenintegration in der Modellierung
Parameter
REF BGA1
REF BGA2
REF BGA3
REF BGA4
REF BGA5
Anzahl Anlagen zugeordnet
11
10
10
12
14
Inbetriebnahmejahr
Mittel
2008
2007
2008
2007
2006
Anteil Wirtschaftsdünger
Mittel
73%
74%
88%
87%
72%
Min
55%
1%
65%
53%
29%
Max
100%
92%
100%
100%
100%
Prozessstufen
Einstufig
64%
40%
90%
58%
36%
Zweistufig
36%
60%
10%
42%
64%
BHKW Typ
Gas-Otto
80%
90%
60%
58%
64%
Zündstrahl
20%
10%
40%
42%
36%
Anzahl BHKW
1
64%
20%
90%
67%
43%
2
36%
80%
10%
25%
36%
3
0%
0%
0%
8%
21%
Fermenter Temperatur
Mittel
45
41,1
41,1
41,4
42,6
Fermentervolumen [m³]
Mittel
1.870
2.069
1.011
1.978
2.191
Standardabweichung
1.023
1.326
504
951
1.281
Verweilzeit [d], Mittel
Fermenter
48
64
65
38
47
Gärstrecke (F+NG)
69
79
71
52
75
Gasdichtes System
92
195
71
58
115
Raumbelastung, Mittel
Fermenter
3,64
3,82
2,64
3,87
4,53
Gärstrecke (F+NG)
2,61
2,79
2,47
2,40
2,83
Gasdichtes System
3,64
3,82
2,64
3,87
4,53
GRL Kapazität des LWB [Monate], Mittel
9,40
8,55
7,05
6,90
8,35
LWB Größe (GVE + ha), Mittel
3.114
2.802
1.673
2.703
2.379
Nettowärmenutzung, Mittel
34%
38%
17%
31%
36%
Neben den Daten in Tabelle 12 wurden weitere Daten über alle Anlagen hinweg ausgewertet, die nicht den
Referenz-BGA zugeordnet werden konnten. Ein Grund ist die zum Teil geringe Datengrundlage der Angaben. Für
den Strombezugspreis wurde so ein gewichteter Durchschnitt unter Einbezug des Leistungspreises von
20 Ct/kWh
el
ermittelt. Tabelle 13 macht weitere Angaben zu Verteilung der Fermenter und GRL-Typen, Dachtypen
und der Feststoffeinbringung, die ins Modell integriert wurden. Zusätzlich gibt Tabelle 14 Details zu den verwen-
deten Rührwerken und die Kombination unterschiedlicher Rührwerkstypen. Die Auswertung erfolgte dabei über alle
Behälter (F & NG) aller Anlagen hinweg. Insgesamt weisen 35% der Behälter eine Rührwerkskombination auf, der
Rest ist mit jeweils gleichen Rührwerkstypen ausgestattet. Niedrigste Verbräuche weisen die Stabmixer auf, die
höchsten Verbräuche werden durch Paddelrührwerke verursacht. Grund hierfür sind die hohen Laufzeiten dieser
Rührwerke. Da aber meist unterschiedliche Funktionen wie etwa Auflösung von Schwimmschichten mit den Rühr-
werkstypen verbunden sind, ist ein Vergleich nicht sinnvoll.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 40
Tabelle 13: Technische Bestandsdaten zu Fermentern und Feststoffeinbringung aus der Betreiberumfrage
2016/17
Fermentertyp
Stehend,
Betondecke
Stehend, keine Betondecke
Liegend
Anteil im Bestand Fermenter
13%
74%
13%
Anteil im Bestand Nachgärer
0%
92,3%
7,7%
Dachtyp stehend, keine Betondecke
Tragluftdach
Biolene
Anteil im Bestand Fermenter
15,6%
84,4%
Anteil im Bestand Nachgärer
60%
40%
Gärrestlagertyp
Rundbehälter
Erdbecken
Anteil im Bestand
85%
15%
Kennzahlen Feststoffeinbringung
Spezifischer Verbrauch
[kWh/t FM]
Mittlere Laufzeit [h/d]
5,43
4,16
Tabelle 14: Verteilung der Rührwerkstypen und Verbräuchen im sächsischen BGA-Bestand aus der
Betreiberumfrage 2016/17
Anteil im Bestand Rührwerkstypen
Tauchmotor
Langachs
Stab
Paddel
Zentral
25%
20%
24%
27%
4%
Kombination zwei Rührwerke
Tauchmotor
78,2%
4,4%
7,4%
10%
-
Langachsrührwerk
4,4%
91,5%
4,2%
-
-
Stab
7,4%
4,2%
62,6%
25,8%
-
Paddel
10%
-
25,8%
64,2%
-
Spezifischer Verbrauch, gemittelt
Massenbezogen [kWh/t FM]
1,81
2,66
0,82
2,65
1,65
Fermentervolumen bezogen
[kWh/100 m³]
4,84
8,66
3,44
10,35
6,24
Mittlere Laufzeit [h/d]
5,29
11,20
5,66
23,00
10,41
Auswahl der Beispielanlagen
Auf gleiche Weise wie in der AuRaSa-Umfrage die BGA den Referenzklassen zugeordnet wurden, werden die
BGA des aufbereiteten EEG-Datensatzes (n=284) den Klassen zugeordnet. Damit ergibt sich die Verteilung wie in
Tabelle 15 zu sehen. Da die Bemessungsleistung den primären Parameter darstellt und die Klassifizierung der
Bemessungsleistung über die EEG Daten mit einer gleichmäßigen Verteilung auf vier Klassen vorgenommen
worden ist, ist die Verteilung über alle Referenzbiogasanlagen (REF BGA) mit unterschiedlicher Bemessungs-
leistung ebenfalls gleichmäßig. Für die REF BGA 1 und 2 teilt sich deswegen die Anzahl auf und ist entsprechend
niedriger. Von den vielen Anlagen einer Referenzklasse wurden für die Ergebnisdarstellung wiederum jeweils eine
repräsentative Beispielsanlage ausgewählt. Die Auswahl wurde so getroffen, dass die Anlagenwerte jeweils nahe
an den Mittelwerten der Referenzklasse liegen (vgl. Daten der Tabelle 6 und Tabelle 12) und so als repräsentativ
gelten und im Weiteren für die Ergebnisauswertung auf Anlagenebene verwendet werden.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 41
Tabelle 15 Kennzahlen der ausgewählte Beispielanlagen (Referenzanlagen oder Anlagentypen) aus der
Modellierung für die fünf Referenz-BGA (Zwischenergebnis der Modellierung)
REF BGA 1
REF BGA 2
REF BGA 3
REF BGA 4
REF BGA 5
Anzahl gleichen Typs
(EEG-Daten/Modell)
34
37
69
72
72
Inbetriebnahmejahr
2007
2010
2013
2008
2007
Bemessungsleistung
425
437
72
267
913
Installierte Leistung
537
610
75
386
1126
WD-Anteil
72%
77%
100%
51%
77%
Verweilzeit gasdichtes
System
65
268
34
53
55
Gärrestlagerabdeckung
Offen
Gasdicht
Offen
Offen
Offen
Netto-
Wärmenutzungsgrad
34%
38%
0%
31%
36%
GRL Abdeckbarkeit
Nein
Ja
Ja
Nein
Ja
3.3 Vergleich der Folgekonzepte anhand der Referenz–
BGA
Der Vergleich der Folgekonzepte (s. Tabelle 11) für die fünf Referenz-BGA erfolgt zunächst auf Anlagenebene
anhand der ausgewählten Beispielanlagen (s. Tabelle 15). Für den Vergleich werden die Leistungskennzahlen aus
Tabelle 8 verwendet. Da alle Leistungskennzahlen mit Ausnahme des (normierten) Kapitalwertes spezifische
Größen darstellen, liegen je nach Folgekonzept und deren Hauptprodukt (Strom, Wärme oder Gas) unterschied-
liche Bezugsgrößen (Energiemenge und Art) zu Grunde. Ein direkter Vergleich von z.B. der Gestehungskosten von
Wärme mit denen von Strom oder Gas ist deswegen nicht zielführend.
In Abbildung 17 sind für die fünf Referenz-BGA die Gestehungskosten, der Differenzbetrag und die THG-
Emissionen aufgezeigt. Diese Ergebnisse beziehen sich dabei auf das Referenzszenario. Für die beiden anderen
Szenarien sind die Ergebnisse im Anhang dargestellt (Gülle+ Abbildung 31 und Flex++ Abbildung 32). Für die
EEG-ausschreibungsrelevanten Folgekonzepte 'Flex-Regulär', 'Gülle-Min' und 'Gülle-Opt' ist zusätzlich der
anlegbare Wert angegeben, der sich aus den Gestehungskosten abzüglich der Flexerlöse, -zuschlag und
Wärmerlöse ergibt, und als relevante Größe für die minimale abzugebende Gebotshöhe angesehen wird. Der
Differenzbetrag ist die relevante Größe, wenn die Folgekonzepte ohne den Einfluss direkter Förderung wie durch
das EEG verglichen werden sollen.
Nachfolgend sind die wichtigsten Ergebnisse kurz zusammengefasst:
Beim Vergleich der KWK-Konzepte stellt sich das Folgekonzept 'Flex-Regulär' für die meisten Anlagen als
kostengünstigstes Konzept heraus. Eine Ausnahme stellen die Anlagentypen REF BGA 3 und 5 dar. Für sie ist
das Konzept 'KWK-Eigen' das kostengünstige Konzept.
Der anlegbare Wert ist am niedrigsten für das Folgekonzept 'Flex-Regulär'. Dies gilt für alle Anlagen.
Das Konzept 'Gülle-Min' führt in der Regel zu den höchsten Kosten.
Eine Ausnahme ist der Anlagentyp REF-BGA 5. Hier weist das Konzept 'Gülle-Opt' die höchsten Kosten auf.
Gleichzeitig ist dieses Konzept auf Grund des 100% Anteils von Wirtschaftsdüngern im Substratmix zusammen
mit dem Folgekonzept 'KWK-Eigen' in Bezug auf die spezifischen THG-Emissionen am niedrigsten.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 42
Die im Vergleich niedrige Bemessungsleistung bei den Konzepten 'Gülle-Min' und 'Gülle-Opt' erweisen sich
jedoch für die Wirtschaftlichkeit nicht als Vorteil. Größere Anlagentypen haben in der Regel niedrigere
spezifische Kosten. So weist der Anlagentyp REF BGA 5 im Vergleich für die meisten Folgekonzepte die
niedrigsten Gestehungskosten, anlegbaren Wert und Differenzbeträge auf.
Eine Ausnahme von der Regel der hohen Kosten bei kleinen Anlagen sind die Biomethankonzepte. Hier führen
die hohen Gülleanteile und sehr niedrigen spezifischen THG-Emissionen auch bei kleineren BGA zu hohen
spezifischen THG-Quotenerlösen und können so die höheren spezifischen Kosten ausgleichen.
Das Folgekonzept 'Biomethan-Netz' gehört zu den vorteilhaftesten Konzepten, sofern keine EEG Förderung
mitbetrachtet wird (siehe Differenzbetrag).
Für den Anlagentyp REF-BGA 4 ist dies jedoch nicht der Fall, da die Mindest-THG-Minderung des Kraftstoff-
sektors nicht eingehalten wird. Hier ist das Konzept 'Wärme-Eigen' am vorteilhaftesten und nahe der
Wirtschaftlichkeit.
Ebenfalls nahe der Wirtschaftlichkeit ist das Folgekonzept 'KWK-Eigen'. Höhere Bezugsstrompreise könnten
hier schnell zu einer Wirtschaftlichkeit führen.
Eine Wirtschaftlichkeit ohne Förderung ist jedoch bei keinem der Folgekonzepte außerhalb des EEG
festzustellen (kein negativer Differenzbetrag).
Die Wirtschaftlichkeit ändert sich mit den Rahmenbedingungen im Szenario "Flex+ (siehe Abbildung 32 im
Anhang). Höhere THG-Quotenpreise sorgen dafür, dass ein wirtschaftlicher Betrieb der REF BGA 2, 3 und 5
möglich wird.
Werden die Investitionen, der Kapitalwert und der normierte Kapitalwert betrachtet und mögliche EEG-Erlöse aus
der Szenarioanalyse (Abschnitt 3.5) mit einbezogen, ergibt sich bei dem Vergleich ein etwas anderes Bild
(Abbildung 18). Wiederum sind die Ergebnisse des REF Szenario dargestellt, die Ergebnisse für das Szenario
"Gülle+" (Abbildung 33) und Szenario "Flex+" (Abbildung 34) finden sich im Anhang. Im Gegensatz zu Abbildung
17 sind nicht alle Folgekonzepte aufgeführt. Bei den EEG-Anschluss Konzepten ist jeweils nur das mit dem
niedrigsten anlegbaren Wert (jeweils ganz linker Balken) bzw. das Konzept mit dem niedrigsten absoluten
Differenzbetrag (jeweils 2. Balken von links) aufgeführt. So sind insgesamt sechs statt sieben Konzepte aufgeführt.
Die höchsten Investitionen fallen im Falle einer Umrüstung zur einer Biomethanaufbereitung an. Das
Folgekonzept 'Bio-CNG' liegt dabei noch höher als das Konzept 'Biomethan-Netz'.
Für den Anlagentyp REF BGA5 werden bis 3 Mio. € an Investitionen benötigt.
Bei den KWK-Konzepten fallen für das Konzept 'Flex-Regulär' die höchsten Investitionen an, da es in der Regel
auch mit der höchsten installierten Leistung und Speicherdarf verbunden ist.
Die niedrigsten Investitionen fallen für das Konzept 'Wärme-Eigen' an. Ausnahmen sind die Anlagen REF BGA
1 und 2. Hier fällt das Konzept 'KWK-Eigen' noch niedriger aus. Insgesamt liegen die Eigenenergiekonzepte
aber nahe beieinander.
Was bereits am spezifischen Differenzbetrag erkennbar war, dass ohne eine EEG-Förderung kein Folgekonzept
wirtschaftlich ist, kann nun mit dem absoluten Kapitalwert unter Einbezug der EEG-Erlöse noch einmal
detaillierter dargestellt werden. Bei Einbezug der Ausschreibungssimulation ergibt sich für den Anlagentyp REF
BGA 5 ein positiver Kapitalwert, da hier ein Zuschlag im EEG-Anschlussbetrieb erzielt werden kann.
Die Kapitalwerte für die Konzepte 'Flex Regulär' der Anlagentypen REF BGA 1 - 4 fallen im Vergleich deswegen
so niedrig aus, weil keine EEG-Vergütung erzielt werden kann und nur die Wärmeerlöse und theoretisch
erzielbaren Flexerlöse und der Flexzuschlag berücksichtigt werden.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 43
Die Randbedingungen des Szenarios "Gülle+" (siehe Abbildung 33) führen zu einem deutlich anderen Ergebnis.
Durch die höheren Ausschreibungsvolumina kommen nun auch die Anlagentypen REF BGA 2-4 zu einem EEG-
Zuschlag und einem positiven Kapitalwert. Auch sind die vorteilhaften Konzepte nun nicht mehr nur das
Konzept 'Flex Regulär'. So ist für den Anlagentyp REF BGA 5 das Konzept 'Gülle-Min' vorteilhaft, während für
den Anlagentyp REF BGA 2 und 4 das Konzept 'Gülle-Opt' die wirtschaftlichste Option darstellt.

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 44
Abbildung 17: Vergleich der Leistungskennzahlen der Folgekonzepte für die ausgewählten Referenz-BGA im Szenario "REF"

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 45
Abbildung 18: Vergleich der Investitionshöhen und Kapitalwerte der Folgekonzepte für die ausgewählten Referenz-BGA im Szenario "REF",
Konzeptvariante 1 und 2 gibt jeweils das vorteilhaftestes KWK-Flexibilisierung-Konzept in der EEG-Ausschreibung (1) und ohne EEG-Förderung (2) an.

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 46
3.4 Sensitivitätsanalyse der Folgekonzepte
In der Sensitivitätsanalyse werden je nach Folgekonzept Parameter variiert, um die größten Einflussfaktoren und
Kipppunkte der Wirtschaftlichkeit zu identifizieren. Der Fokus lag auf den Erlöskomponenten, da hier eine höhere
Unsicherheit gegenüber den Kostenkomponenten gesehen wird. Bei Kostenkomponenten sind wie schon in
Abbildung 8 zu sehen war, die Substratbereitstellungskosten u.a. der wichtigste Faktor. Unsicherheiten bzw.
Risiken entstehen hier vor allem in höheren Bereitstellungskosten der Substrate z.B. auf Grund des Klimawandels
oder sinkender Erträge. Da der NawaRo-Anteil im BGA-Bestand in Sachsen jedoch relativ gering ausfällt, ist
dieses Risiko für Sachsen gemindert.
Da die Erlöskomponenten je nach Konzept unterschiedlich sind, ist die Sensitivitätsanalyse in vier Gruppen
aufgeteilt, für die jeweils unterschiedliche Parameter variiert werden. Da diese auch nicht auf alle
Leistungskennzahlen gleichermaßen wirken, werden nur diejenigen dargestellt, die jeweils Abweichungen oder
Besonderheiten aufweisen.
Abbildung 19 zeigt für die Folgekonzepte 'Flex Regulär', 'Gülle-Min' und 'Gülle-Opt' und den Anlagentyp
REF BGA 1 im Szenario "REF" die Auswirkungen der Parametervariation für Überbauungsgrad, Flexerlöse und
Wärmerlöse. Zusätzlich wird noch der Marktwertfaktor dargestellt, der das Verhältnis der spezifisch am Strommarkt
erzielten Erlöse zu dem Marktdurchschnitt angibt.
Abbildung 19: Auswirkungen der Variation der Parameter Flexerlöse, Überbauungsgrad und Wärmeerlöse
auf die vier Leistungskennzahlen anzulegender Wert, Gestehungskosten, Marktwertfaktor und
Differenzbetrag. Dargestellt ist der Anlagentyp REF BGA1 und die Folgekonzepte 'Flex Regulär' (blau),
'Gülle min' (rot) und 'Gülle Opt' (grün) im Szenario "REF"
Zu sehen ist, dass der Parameter Überbauungsgrad am vielfältigsten wirkt. So verändern sich zum einen die
Gestehungskosten, dies jedoch nach Konzept sehr unterschiedlich. Für das Konzept 'Gülle-Min' sinken sie sogar
bis zu einem Überbauungsgrad von vier. Zum anderen steigt der Marktwertfaktor und damit auch die Flexerlöse.
Dies führt aber nicht zwingend zu einem niedrigeren Anlegbaren Wert. So sinkt dieser zwar für die Konzepte

image
Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 47
'Gülle-Min' und 'Flex Regulär', steigt aber für das Konzept 'Gülle-Opt'. Die gleiche Tendenz gilt auch für den
Differenzbetrag.
Weitaus größerem Einfluss auf den Differenzbetrag und Anlegbaren Wert haben aber die spezifischen Wärme-
erlöse. Ähnliches gilt auch für eine erhöhte Wärmenutzung. Je kleiner die Bemessungsleistung der Anlage, umso
wichtiger sind die Wärmeerlöse, wie sich beim Vergleich der Konzepte 'Flex Regulär' und 'Gülle-Min' zeigt. Die
Auswirkungen der Flexerlöse auf den Anlegbaren Wert, zum Beispiel durch Veränderung am Strommarkt und eine
höhere Wertigkeit, liegt in derselben Größenordnung wie bei der Überbauung. Würde man alleine von den höheren
Markterlösen ausgehen, würde man eine größere Auswirkung als bei der Überbauung erwarten. Jedoch wirkt bei
steigendem Überbauungsgrad auch der Flexzuschlag, der konstant bleibt, während spezifische Investitionskosten
für das BHKW sinken.
Tendenzen bei der zukünftigen Entwicklung der Parameter Wärmeerlöse werden in einem Ansteigen z.B. auf
Grund der Einführung eines CO
2
-Preises auf Brennstoffe gesehen, der erneuerbare Alternativen konkurrenzfähig
macht und höhere Wärmepreise rechtfertigt. Die Entwicklung der Flexerlöse hängt dagegen von sehr vielen,
insbesondere politischen Faktoren ab und ist mit vielen Unsicherheiten verbunden. Es wird aber auf Grund von
Entwicklungen im Strommarkt, wie z.B. dem Abbau konventioneller Stromerzeugungskapazitäten eher von einem
Anstieg des Flexibilitätsbedarfs ausgegangen. Es bleibt aber unsicher, wie ggf. andere Flexibilitätsoptionen diesen
stärkeren Bedarf decken können und so durch ein größeres Angebot die Wertigkeit der Flexibilität wieder senken.
Abbildung 20 zeigt für das Folgekonzept 'KWK-Eigen' die Auswirkungen der Parameter EEG-Umlage und der
Strom- sowie Wärmebezugspreise für den Anlagentyp REF BGA 1 im Szenario "REF".
Abbildung 20: Auswirkungen der Variation der Parameter Strompreis, EEG-Umlage-Anteil und Wärmepreis
auf die Leistungskennzahlen Summe, Erlöse (links) und Differenzbetrag (rechts). Dargestellt ist der
Anlagentyp REF BGA1 im Folgekonzept 'KWK-Eigen' und Szenario "REF"
Den größten Einflussfaktor auf die Erlöse und den Differenzbetrag stellt der Strombezugspreis des Stroms dar, der
mit der KWK-Anlage gedeckt werden soll. Ein um 25% erhöhter Strompreis (entspricht in diesem Fall) 2,5 Ct/kWh
el
würde sogar einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglichen. Der Einfluss der anteiligen EEG-Umlage und des
Wärmebezugspreises liegt in der gleichen Größenordnung. Insgesamt wird der Einfluss aller Parameter als hoch

image
Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 48
angesehen, sodass eine Wirtschaftlichkeit maßgeblich von ihrer tatsächlichen Höhe abhängt. Tendenzen für die
Entwicklung des Strompreises hängen von dessen Bestandteilen ab. Während bei der EEG-Umlage eher von
einem sinkenden Trend ausgegangen wird, da es große politische Bewegung für eine Senkung gibt, wird bei den
Netzentgelten eher von einem Anstieg ausgegangen. Der Anteil der EEG-Umlage hängt aktuell stark von der
Anlagenausgangslage ab und den möglichen gesetzlichen Änderungen. Liegt zum Beispiel bei der Eigenstrom-
nutzung keine Personenidentität vor und kein Bestandschutz, muss 100% der Umlage entrichtet werden. Liegt
jedoch Bestandschutz bei schon bereits vorhandener Eigenstromnutzung vor, entfällt die Umlage komplett. Weiter-
hin ist für das Folgekonzept 'KWK-Eigen' eine Kombination mit einer Förderung aus dem KWKG für kleinere
Anlagen ggf. denkbar (siehe Abschnitt 2.1.1). So könnten vor allem Erlöse aus der Vermarktung von Überschuss-
strom deutlich gesteigert werden, da eine Kombination mit der EEG-Ausschreibung ausgeschlossen ist und die
EEG-Festvergütung nur für neue Anlagen zur Verfügung steht.
Für das Folgekonzept 'Wärme-Eigen' werden in Abbildung 21 die Parameter Substratpreise, Wärmepreis und Bafa-
Invest-Zuschuss variiert.
Abbildung 21: Auswirkungen der Variation der Parameter Substratpreise, Wärmepreis und Bafa-Invest-
Zuschuss auf die Leistungskennzahlen Gestehungskosten, Differenzbetrag und Erlössummen. Dargestellt
ist der Anlagentyp REF BGA1 für das Folgekonzept 'Wärme-Eigen' im Szenario "REF".
Insgesamt ist der Einfluss auf die Kosten gering. Ein möglicher Zuschuss des Bafa für den Heizkessel senkt die
Gestehungskosten nur marginal, da der Kostenanteil des Heizkessels nur einen kleinen Anteil an den Gesamt-
kosten hat. Der Einfluss der Substratkosten ist dagegen deutlich größer, in Bezug auf den Differenzbetrag und
Wirtschaftlichkeit ebenfalls gering. Größten Einfluss hat hier der Wärmebezugspreis bzw. Referenzwärmepreis. Ein
50 % höherer Referenzpreis (entspricht ca. 7.5 Ct/kWh
th
) würde hier zur Wirtschaftlichkeit führen.
Als letzte Gruppe wurden für die Folgekonzepte 'Biomethan-Netz' und 'Bio-CNG' die THG-Quotenerlöse, Gaspreis-
erlöse und Substratkosten variiert (siehe Abbildung 22).

image
Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 49
Abbildung 22: Auswirkungen der Parameter THG-Quotenerlöse, Gaspreiserlöse und Substratkosten auf
Leistungskennzahlen der REF BGA1 für die Konzepte Biomethan-Netz und Bio-CNG im REF Szenario
Die Variation des Parameters Substratkosten verursacht Schwankungen der Gestehungskosten im Bereich von
2 Ct/kWh
Ho
. Er wirkt in gleicher Weise auf den Differenzbetrag. Für eine Wirtschaftlichkeit ist eine Senkung der
Substratkosten deutlich über 50 % notwendig. Der Einfluss der THG-Quotenerlöse auf den Differenzbetrag ist
ähnlich hoch wie der der Substratpreise. Gaspreisvariationen wirken ebenfalls in gleicher Größenordnung, wurden
jedoch etwas weiter variiert. Hier zeigt sich auch, dass für das Folgekonzept 'Bio-CNG' der Gaspreis einen
größeren Einfluss hat als für das Folgekonzept 'Biomethan-Netz', was auf die spezifisch höheren Gaserlöse für
CNG zurückzuführen ist. Bei sehr hohen Gaspreisen (Steigerung von 100 %) wäre so das Konzept 'Bio-CNG'
wirtschaftlich. Dies ist aber unter den aktuellen Entwicklungen nicht abzusehen. Eine Steigerung der THG-
Quotenerlöse ist dagegen eher wahrscheinlich, da die gesellschaftliche Stimmung und die rechtlichen Rahmen-
bedingungen auf eine Steigerung der THG-Minderung im Kraftstoffsektor zielen und speziell Biogas aus Gülle hier
eine hohe Vorteilhaftigkeit besitzt (vgl. auch Abbildung 4).
3.5 Auswirkungen auf Bestandsentwicklung
(Szenarioanalyse)
Die Szenarioanalyse stellt die Synopse aller bisherigen Arbeiten dar und soll insbesondere einen Ausblick auf die
möglichen Entwicklungen des Biogasanlagenbestandes in Sachsen liefern. Da die Ergebnisse aller Analysen den
Referenzklassen zugeordnet wurden, sind die Ergebnistrends der Folgekonzepte (Abschnitt 3.3) mit einer
größeren Anzahl an Anlagen und somit einer höheren Robustheit hinterlegt.
3.5.1 Entwicklung des Biogas-Anlagenparks in Sachsen bei Umsetzung
verschiedener Folgekonzepte
In Abbildung 23 ist zunächst der anlegbare Wert der BGA in Sachsen in Abhängigkeit des Anteils an Wirtschafts-
dünger über die kumulierte Bemessungsleistung aufgetragen. In der Abbildung ist der gesamte Bestand aus den
EEG-Daten dargestellt (n=284). Jeder Balken stellt eine Anlage dar, die Dicke der Balken entspricht der jeweiligen
Bemessungsleistung. Die Farbe stellt den Anteil an Gülle in der jeweiligen Anlage dar (Farbskala auf der rechten

image
Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 50
Seite der Grafik). Die Werte sind nach der Größe des anlegbaren Wertes geordnet. Aufgrund von Skaleneffekten
(große Anlagen sind tendenziell günstiger als kleine Anlagen) sind größere Anlagen (=dickerer Balken) eher weiter
links zu finden mit Werten beginnend ab ca. 10 Ct/kWh
el
. Zusätzlich sind die Gebotsgrenze aus dem EEG 2017
sowie die Vergütung für Kleingülleanlagen als Bezugsgrößen eingezeichnet. Es ist zu beachten, dass auf Grund
der Degression für die Gebotsgrenze im Szenario "REF" und unterschiedlichen Zeitpunkten der Ausschreibungs-
teilnahme (aufbauend auf dem Alter der Anlage) anlagenspezifische Werte für die Höchstgebotsgrenze gelten.
Dieser beträgt im Mittel aller Anlagen 15,34 Ct/kWh
el
. Ein Großteil der Anlagen kann unter den angenommenen
Rahmenbedingungen des Referenzszenarios "REF" und unter Berücksichtigung der Gutschriften für den flexiblen
Betrieb Strom unterhalb der fixen Gebotsgrenze von 16,9 Ct/kWh
el
produzieren. Speziell kleine Anlagen liegen
aber meist über dieser Grenze.
Abbildung 23: Anlegbarer Wert der BGA in Sachsen (n=284) bei Umsetzung des Folgekonzepts 'Flex-
Regulär' im Szenario "REF" in Abhängigkeit der kumulierten Bemessungsleistung der Gülleanteil ist durch
die Farbskala rechts repräsentiert.
Analog gibt Abbildung 24 die Biomethangestehungskosten bei Umsetzung des Folgekonzepts 'Biomethan-Netz'
an. Zusätzlich ist die Bandbreite der durchschnittlichen Biomethanerlöse (Völler und Reinholz 2019) eingezeichnet.
Es ist zu beachten, dass der Großteil der aktuellen Vermarktung von Biomethan an EEG Biomethan BHKW zur
Stromerzeugung erfolgt. Dieser Vermarktungsweg wird auf Grund der sehr niedrigen aktuellen Vergütung für
Neuanlagen in Zukunft als nicht wirtschaftlich eingeschätzt, so dass hier die Nachfrage voraussichtlich zurückgeht.
Was die Biomethanproduktion angeht, ist der sächsische BGA-Bestand in der aktuellen Marktsituation jedoch
durchaus konkurrenzfähig. Weitere Kostenkurven für den BGA-Anlagenbestand in Sachsen für die anderen
Folgekonzepte finden sich im Anhang in Abbildung 35 bis Abbildung 38.

image
Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 51
Abbildung 24 Biomethangestehungskosten der BGA in Sachsen (n=284) bei Umsetzung des Folgekonzepts
'Biomethan-Netz' im Szenario "REF" in Abhängigkeit der kumulierten Bemessungsleistung. Der Gülleanteil
ist durch die Farbskala rechts repräsentiert
3.5.2 Leistungskennzahlen des Biogas-Anlagenparks in Sachsen bei
Umsetzung der Folgekonzepte
In Abbildung 25 sind die Gestehungskosten, Differenzbetrag, Netto-Brennstoffausnutzungsgrad sowie die
spezifischen THG-Emissionen für alle Folgekonzepte über den Bestand dargestellt.
Ähnlich wie beim anlegbaren Wert verteilen sich auch die Gestehungskosten (ohne Gutschriften) über die
verschiedenen Folgekonzepte. Sie liegen mit Ausnahme einzelner Ausreißer (Punkte in Konzepten 'Flex Regulär'
und 'Gülle min') im Mittel zwischen 12,36 und 22,66 Ct/kWh
el
.
Die Gestehungskosten sind im Folgekonzept 'Gülle-Min' am höchsten und unterliegen auch einer höheren
Bandbreite. Allgemein ist die Verteilung der Kosten bei den KWK-Folgekonzepten größer als bei den Konzepten
'Wärme-Eigen', 'Biomethan-Netz' und 'Bio-CNG'. Ein Grund liegt in dem BHKW und dessen Wirkungsgrad, der
stark von der Größe abhängt. Ein anderer Grund liegt darin, dass mehr Faktoren wie Gasspeicherkapazitäten von
der Ausgangslage der BGA abhängen (z.B. GRL gasdicht oder offen). Am geringsten sind die Wärmegestehungs-
kosten, da die Kesselinvestitionen nur einen kleinen Anteil der Gesamtinvestitionen ausmachen und somit die
Kosten nahe der Rohgaskosten liegen. Die Ergebnisse für den Differenzbetrag zeigen, dass im Gegensatz zu den
fünf ausgewählten Referenz-BGA, für einige Anlagen mit dem Konzept 'KWK-eigen' oder 'Biomethan-Netz' ein
wirtschaftlicher Betrieb im Szenario "REF" ohne EEG möglich wäre. Im Mittel fehlen für eine wirtschaftliche
Umsetzung des Konzeptes 'Biomethan-Netz' aber ca. 2,3 Ct/kWh
Ho
. Für das Konzept 'Wärme-Eigen' fehlen im
Mittel dagegen 2,8 Ct/kWh
th
.
Der Netto-Brennstoffausnutzungsgrad ist im Mittel am höchsten für das Konzept 'Biomethan-Netz' und liegt am
niedrigsten für das Konzept 'Gülle-Min'. Grund für letzteres ist, dass der anteilige Eigenverbrauch bei der Wärme
speziell für kleinere Anlagen mit hohem Gülleanteil sehr hoch ausfällt.
Die THG-Emissionen der Konzepte verteilen sich sehr gegenläufig zu den Kosten. So führt die reine Gülle-Nutzung
des Konzepts 'Gülle-Min' zu sehr niedrigen spezifischen THG-Emissionen, die im Mittel bei -778 gCO
2
-eq/kWh
el
liegen würden. Die Stromproduktion ist Netto mit einer Emissionsminderung verbunden. Die Emissionen des
Konzepts 'KWK-Eigen' liegen auf einem ähnlichen Niveau. Die Emissionen der Konzepte 'Flex Regulär' und 'Gülle-
Opt' liegen dagegen deutlich höher mit Mittelwerten nahe 0 gCO
2
-eq/kWh
el .

image
Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 52
Abbildung 25: Gestehungskosten, Differenzbetrag, Brennstoffausnutzungsgrad und spezifischen THG-
Emissionen der BGA in Sachsen (n=284) für die untersuchten Folgekonzepte im Szenario "REF"
Lediglich für die Konzepte 'Biomethan-Netz' und 'Bio-CNG' bewegt sich der Mittelwert im positiven Bereich, da hier
keine Wärmegutschriften in Form einer Substitution fossiler Wärme erfolgt. Die Mittelwerte von 40,74 gCO
2
-
eq/kWh
Ho
(Biomethan-Netz) und 57 gCO
2
-eq/kWh
Ho
würden gegenüber dem fossilen Referenzwert der RED II einer
mittleren Minderung um 88 % bzw. 83 % entsprechen.
3.5.3 Entwicklungsperspektiven des Biogas-Anlagenparks in Sachsen -
Zusammenfassende Auswertung
Werden die Simulation der Ausschreibungsauktionen und die Entscheidung eines anlagenspezifischen Weiter-
betriebs zu Gunsten des Folgekonzept mit dem höchsten normierten Kapitalwert getroffen, ergibt sich die
Bestandsentwicklung wie in Abbildung 26 zu sehen. Es werden dabei die drei Szenarien "REF", "Gülle+" und
"Flex++" (s. Tabelle 10) verglichen und nach Folgekonzept unterschieden. Im Szenario "REF" reduziert sich die
Anlagenanzahl dabei am stärksten auf 60 Anlagen im Jahr 2035. Für den Großteil der Anlagen ist ein
Weiterbetrieb mit dem Konzept 'Flex Regulär' (n=58) am wirtschaftlichsten. Für 9 Anlagen ist es das Konzept
'Gülle-Min', für 12 Anlagen das Konzept 'KWK-Eigen' und für 1 Anlage das Konzept 'Biomethan-Netz' (auf der
Abbildung nicht zu sehen, da diese erst 2037 umrüsten würden). In Bezug zum Anlagentyp (Referenzklasse) ergibt
sich ein differenziertes Bild. Die meisten Anlagen im Anlagentyp REF BGA 5 können ihre Anlage weiterbetreiben
(42%) während beim Anlagentyp REF BGA 3 nur 12% der Anlagen in den Weiterbetrieb gehen können. Skalen-
effekte zeigen wieder die Vorteilhaftigkeit bei der Wirtschaftlichkeit. In der Regel ist das Konzept 'Flex Regulär' das
Folgekonzept 'der Wahl' für die meisten Anlagentypen (Referenzklassen). Eine große Ausnahme ist jedoch der
Anlagentyp REF BGA 3, hier würden die meisten Anlagen zum Folgekonzept 'KWK-Eigen' übergehen. Auch beim
Anlagentyp REG BGA 4 ist der Anteil etwas höher als im Durchschnitt, der ins Folgekonzept 'KWK-Eigen'
übergehen würde. Das Folgekonzept 'Gülle-Min' wird vor allem vom Anlagentyp REF BGA 5 gewählt, ein Grund
liegt in der Größe. Es ist genügend Gülle vorhanden, dass eine reine Gülleanlage auch mit einer gewissen Größe

image
Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 53
im Bereich >150-200 kW
el,BL
ausgelegt werden kann. So greifen die Skaleneffekte und ermöglichen den
wirtschaftlichen Betrieb.
Die durchschnittliche Bemessungsleistung der unter diesen Annahmen weiter betriebenen BGA in Sachsen beträgt
dann 423 kW
el,BL
und liegt somit über dem aktuellen Wert. Auch die installierte Leistung sinkt im REF Szenario trotz
der Überbauung deutlich. Im Jahr 2035 beträgt sie 50 MW
el
.
Abbildung 26: Entwicklung des BGA-Bestandes in Sachsen im Szenariovergleich bis 2035
Im Szenario "Gülle+" können mit 184 Anlagen deutlich mehr BGA in den Weiterbetrieb gehen als im Szenario
"REF". Ein Grund sind die deutlich höheren Ausschreibungsvolumina, die in Kombination mit dem Aussetzen der
Degression und der höheren Förderung für Kleinanlagen mehr Anlagen einen EEG-Anschlussbetrieb ermöglicht.
Die durchschnittliche Bemessungsleistung der BGA im Weiterbetrieb liegt dadurch bei 374 kW
el,BL
. Auch im
Szenario "Gülle+" bleibt das Konzept 'Flex Regulär' das bevorzugte Folgekonzept (n=158). Jedoch wird nun auch
'Gülle-Opt' für manche BGA (n=12) zum vorteilhaften Konzept, dies vor allem für den Anlagentyp REF BGA 4 und
5. Im Gegensatz verteilt sich nun der Weiterbetrieb auf alle Referenzklassen bzw. Anlagentypen. So können nun
bei den kleinen Anlagetypen REF BGA 3 insgesamt 61% in den Weiterbetrieb gehen. Am wenigsten profitiert die
Anlagenklasse REF BGA 2, hier steigt der Anteil um 24,32 %-Punkte auf 54,05%. Die installierte Leistung bleibt
über den gezeigten Zeitraum relativ konstant und sinkt mit 120 MW
el
in 2035 um nur rund 10% des
Ausgangswertes von 2020.
Im Szenario "Flex++" steigt die installierte Leistung im Vergleich zum Szenario "REF" sogar um 43% auf 192 MW
el
in 2035. Ein Grund ist hier der höhere Mindestüberbauungsgrad. Aber auch die veränderten Rahmenbedingungen
wie der höhere Wert der Flexibilität ermöglichen nun noch mehr Anlagen den Weiterbetrieb (n=195). Hinzu
kommen die höheren THG-Quotenerlöse, welche nun 13 BGA den Weg in die Biomethanaufbereitung
ermöglichen. Dabei wechseln 7 BGA ins Folgekonzept 'Biomethan-Netz' und 6 BGA zum Folgekonzept 'Bio-CNG'.
Ein Großteil entfällt dabei auf die Anlagenklasse REF BGA 3. Ein Grund sind die sehr hohen Gülleanteile und
damit verbunden hohen spezifischen THG-Quotenerlöse in dieser Klasse. Wie schon in Abbildung 17 gezeigt,
liegen die Differenzbeträge bei den Anlagenklassen REF BGA 3 und 5 auf ähnlichem Niveau. Hier wird auch das
Konzept 'Gülle-Min' wieder wichtiger (n=19), während das Konzept 'Gülle-Opt' eher weniger attraktiv ist (n=6).
Analog zu der Entwicklung der Anlagenanzahl und Leistung sind die Strom- und Gaserzeugung sowie die Substrat-
mengen und Verteilung im Anhang (Abbildung 39 und Abbildung 40) aufgeführt. Die Anzahl entwickelt sich dabei in

image
Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 54
ähnlicher Form. Der Substratmix ändert sich jedoch leicht, so steigt der Gülleanteil je nach Szenario um
2-5 %- Punkte, während der Anteil an Maissilage im Substratmix sinkt. Absolut sinkt der Gülleeinsatz je nach
Szenario zwischen 35 bis 75 %.
Dies hat auch Auswirkungen auf die THG-Emissionsminderung des BGA Bestandes in Sachsen (siehe Abbildung
27). Mit dem geringen Gülleeinsatz im Szenario "REF" gehen die vermiedenen THG-Emissionen in diesem Bereich
(siehe rotes Dreieck) bis 2035 deutlich zurück. Bei der Netto-Emissionsminderung kann im Szenario "REF" ein
deutlicher Einbruch (-45 % gegenüber 2020), im Szenario "Gülle+" (+32 %) und im Szenario "Flex++" (+27 %)
hingegen sogar eine deutliche Steigerung gegenüber der Situation in 2020 beobachtet werden. Gründe hierfür sind
primär die Bruttoemissionen der Biogaserzeugung, die in allen Szenarien deutlich sinken (durch z.B. GRL-
Abdeckung und verbesserte Abgaswerte der BHKW), aber auch Effizienzsteigerungen durch die Überbauung.
Abbildung 27: Brutto-THG-Emissionen (schwarz), sektorale und Netto-THG-Minderung (rotes Dreieck) des
BGA-Bestands in Sachsen im Szenariovergleich bis 2035

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 55
3.6 Umsetzungshürden, weiche Faktoren und
Modellierungsunsicherheiten – ein kurzes Fazit
Im Folgenden sollen einige Umsetzungshürden, darunter auch weiche Faktoren, und Unsicherheiten in der
Modellierung, für eine robuste Abschätzung der Konsequenzen einer erfolgreichen Umsetzung benannt und
diskutiert werden.
Allgemein ist die Post-EEG-Phase im Vergleich zur 1. EEG-Periode, die mit einer reinen Festvergütung auf einen
langen Planungshorizont von 20 Jahren ausgelegt ist, sehr komplex geworden. Ein Grund ist die nun zwingende
Teilnahme an Energiemärkten (primär Strom oder Gas). Diese sind prinzipiell volatil und nicht fix, und daher
besteht ein beständiger Druck, diese Entwicklungen zeitnah zu verfolgen und die zugrundeliegenden
Mechanismen gut zu kennen. Weiterhin ist die Produktpalette der Märkte sehr divers, z.B. am Strommarkt: es gibt
Day-Ahead, Intraday und Regelleistungsmärkte mit jeweils weiteren Produkten (in der Regel auch noch zeitlich
differenziert). Auch im Gasmarkt, der sich für Biogasanlagen aufteilt in die energetischen Produkte und die THG-
Minderungsprodukte, sind diese komplexen Mechanismen vorhanden. Die Auseinandersetzung mit dieser
vielschichtigen Thematik erfordert einen zusätzlichen Aufwand an Zeit und Ressourcen der Anlagenbetreiber. In
einer Modellierung können diese Faktoren aber nicht immer abgebildet werden, da sie eher 'weicher' Natur sind
und stark von den individuellen Gegebenheiten und Belastungsgrenzen von Personen abhängen. Speziell die
Volatilität und Ungewissheit über die zukünftige Entwicklung dieser Märkte ist auch mit neuen Risiken verbunden,
die im bisherigen EEG-Betrieb so nicht auftraten. Gleichzeitig sind die vorhandenen Flexerlöse in der nächsten
EEG-Periode als relativ robust anzusehen, da BGA als sehr flexibel steuerbare Kraftwerke wahrscheinlich nicht
unter dem Marktwert arbeiten werden, wenn sie flexibel fahren. Lediglich die Höhe dieser Flexerlöse hängt stark
von der zukünftigen Marktentwicklung ab.
Weiterhin ist die initiale Phase und die Ausarbeitung einer strategischen Ausrichtung und Planung für ein Betriebs-
konzept in der Post-EEG Zeit mit viel bürokratischen Hürden (EEG-Ausschreibung, weitere Genehmigungen,
Auflagen, Gutachten und Nachweispflichten) und einem damit verbundenen zeitlichen und finanziellen Aufwand
(z.B. zu hinterlegende Sicherheit für die Ausschreibung) vor Betriebsbeginn verbunden. Begleitet wird dies zudem
von steigenden Anforderungen im Umwelt- und Klimaschutz (u.a. TA Luft, 44. BImSchV, WRRL, DüV) sowie der
Anlagensicherheit und Störfallvorsorge. In der AuRaSa-Umfrage waren Genehmigungshürden auch das meist
genannte Hemmnis für die Flexibilisierung (n=18). Auch wenn Planungs- und Genehmigungskosten in der
Modellierung berücksichtigt worden sind, können diese ggf. deutlich höher ausfallen. Wenn die Post-EEG-Phase
als wenig aussichtsreich, komplex und risikoreich gesehen wird, kann diese initiale Hürde bereits abschrecken und
trotz gegebener Wirtschaftlichkeit eine Umsetzung verhindern.
Die in der ersten EEG-Periode gemachten Erfahrungen mit der Biogasproduktion und Nutzung sprechen indes für
einen Weiterbetrieb in der Post-EEG-Phase. Prozesse sind eingespielt, die Technologie vorhanden, langjährige
Betriebserfahrungen liegen vor, und so sind z.B. die Risiken eines Produktionsausfalls eher geringer als zu Beginn
der 1. EEG-Periode. Das Wissen zur Technologie und den verschiedenen Anlagenkomponenten ist vorhanden,
sodass - sofern nicht ein Wechsel in Biomethanaufbereitung vorgenommen wird - ggf. ein geringerer Aufwand z.B.
in der Instandhaltung usw. anfällt.
Eine Hürde stellt auch die Finanzierung / Kapitalbeschaffung für eine Umgestaltung (oder 'Repowering') dar. Viele
Folgekonzepte sind trotz Weiterbetrieb der bestehenden BGA (primär Gasproduktion) mit einem hohen Kapital-
aufwand verbunden, der z.B. für die Abdeckung und Errichtung neuer Gärrestlager (GRL), neue BHKW oder
Gasspeicher, oder auch von Gasaufbereitungstechnologien erforderlich ist. Zusammen mit den neuen und ggf.
unsicheren Geschäftsmodellen (risikoreicher Märkte) kann dies die Finanzierung deutlich erschweren und zu
Investitionshemmnissen und -aversionen führen.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 56
In der Modellierung wurde für die Auswahl des EEG-Ausschreibungskonzeptes zunächst immer das Konzept mit
dem niedrigsten anlegbaren Wert (spezifischer Wert, der die absolute Investitionshöhe außer Acht lässt)
herangezogen, auch wenn Folgekonzepte mit geringer Investitionshöhe (z.B. "Gülle-Min" und "Gülle-Opt") ggf.
ebenfalls eine Chance auf eine erfolgreiche Ausschreibung hätten. Diese werden eher unterbewertet bzw. deren
Vorteilhaftigkeit bzgl. der niedrigen Investitionshöhe nicht berücksichtigt.
Ein weiterer wichtiger Faktor, der in der Szenarioanalyse und dem Ausblick auf die Bestandentwicklung der
Biogasanlagen eine wichtige Rolle spielt, aber nicht differenziert abgebildet wird, ist die Frage nach der
Hofnachfolge bzw. der langfristigen Perspektive des landwirtschaftlichen Betriebes mit seiner Biogasanlage durch
gewillte Nachfolger*innen. In der Szenarioanalyse wurde vereinfacht angenommen, dass jede Anlage in den
Weiterbetrieb gehen will. Dies wird in der Realität nicht der Fall sein, auch wenn das Interesse in der AuRaSa-
Umfrage für einen Post-EEG-Betrieb sehr hoch war. Ein gegenläufiger Faktor ist zudem, dass jede Anlage mehr-
fach in die Ausschreibung gehen kann und auch durch die strategische Auswahl des Zeitpunktes die Chance eines
Zuschlags erhöhen kann. So können durch ein Vorziehen einer Ausschreibungsteilnahme BGA/Biomasseanlagen
starke Jahrgänge und ggf. damit verbundener Konkurrenzdruck vermieden oder aber die Teilnahme in
Ausschreibungsrunden mit höheren Höchstgebotsgrenzen (weniger Degression) gewährleistet werden. Dabei
muss eine Abwägung über die EEG-Restlaufzeit (und dem frühestmöglichen Zeitpunkt für eine Teilnahme),
aktueller Vergütungshöhen und Umsetzungsfristen nach einem etwaigen positiven Zuschlag beachtet werden.
Eine Chance für eine höhere Ausschreibungsteilnahme und Überwindung der initialen Hürden könnten auch
Aggregatoren/Dienstleister darstellen, die sich auf die Ausschreibungsproblematik spezialisieren, Anlagen bündeln,
Prozesse und Optionen rationalisieren und die Ausschreibungsteilnahme für Betreiber vereinfachen. Natürlich
müsste dies dann aber mit einer geringeren Wirtschaftlichkeit für den Betreiber berücksichtigt werden. Bei
Konzepten und Anlagen, wo die Wirtschaftlichkeit bereits kritisch ist, stellt dieser Weg somit eher keine Option dar.
Ähnliches gilt auch für die Biomethan-Folgekonzepte. Hier stellt die Bündelung ("Pooling") von Bestands-BGA
mittels Rohgasnetzen eine weitere Option dar. Der Vorteil des Poolings an einem zentralen, strategisch günstigen
Ort ermöglicht eine Ausnutzung von Skaleneffekten und eine vorteilhafte Einspeisung bzw. Kraftstoffbereitstellung
an einem Punkt mit entsprechender Nachfrage. Es kann aber vorkommen, dass Anlagen, die für ein Pooling in
Frage kommen, sehr unterschiedliche EEG-Restlaufzeiten aufweisen. Dies erschwert eine Investition in größere
Anlagen am zentralen Punkt deutlich, da zu Beginn nur ein Bruchteil der geplanten Gasmenge zur Verfügung steht
und die Auslastung somit gering ist. Das Pooling kann natürlich auch für eine KWK-Nutzung erfolgen, hier wäre vor
allem die Möglichkeit einer hohen Wärmenutzung nahe an geeigneten Wärmesenken erfolgsversprechend.
Auch eine Kombination aus KWK-Strom/Wärmenutzung und Gasaufbereitung ist bei ausreichender Größe einer
Anlage eine interessante Option. BGA-Betreiber könnten in diesen Konzepten auch verstärkt zu Rohgaslieferanten
werden und Investitionen, Vermarktung und Betrieb der Aufbereitungsanlagen einem Aggregator wie etwa einem
lokalen Stadtwerk, Energiegenossenschaften oder Energieversorgungsunternehmen überlassen. Auch können
dadurch die spezifischen Investitionskosten gesenkt werden und die hohen Investitionen besser verteilt werden.
Langfristige Abnahmeverträge sind in diesem Fall von beidseitigem Interesse, gewähren dem Betreiber eine
gewisse Sicherheit und vereinfachen das Geschäftsmodell, auch wenn der Anteil an der Wertschöpfungskette
sinkt.
Weiterhin wurde in der Modellierung angenommen, dass jede Anlage unverändert und ausgehend vom jetzigen
Zeitpunkt in die Post-EEG-Phase geht. Bereits frühzeitig (heute!) in der ersten EEG-Phase erfolgte
Flexibilisierungen und strategische Ausrichtungen - vor dem Betrachtungszeitraum einer Post-EEG-Phase -
können die Wirtschaftlichkeit der Folgekonzepte deutlich verbessern, z. B. wenn ein BHKW mit hoher installierter
Leistung und ausreichend Restlaufzeit für weitere 10 Jahre bereits vorhanden ist. Die notwendigen Kapitalkosten
verteilen sich so auf einen größeren Zeitraum und machen die Refinanzierung leichter.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 57
4 Schlussfolgerungen und Empfehlungen
Schlussfolgerungen: Vergleich der Folgekonzepte
Eine Reduktion der Bemessungsleistung (BL) ist in der Regel für die Biogasanlagen in Sachsen nicht
wirtschaftlich vorteilhaft, da sich Skaleneffekte reduzieren. Sie wäre aber mit geringeren Investitionen und
Aufwand verbunden. Dies gilt speziell für kleinere Anlagen mit relativ geringem Gülle-Anteil. Sofern eine
Wirtschaftlichkeit gegeben ist, kann dies aus Betreibersicht ein Argument sein, sich für die weniger
wirtschaftliche Option zu entscheiden, auch weil sich die Finanzierung bei geringerer Höhe einfacher gestalten
lässt. Für eine Vorteilhaftigkeit der BL-Reduktion sollte eine ausreichend große BL im Ausgangszustand
vorhanden sein (wie bei REF BGA 5), sodass durch die Reduktion eine nicht zu kleine Biogasanlage entsteht.
Eine BL-Reduktion unabhängig von dem Folgekonzept ('Gülle-Min' oder 'KWK-Eigen') führt aber zu einer
deutlichen THG-Emissionsreduktion. Aktuell spielt dies jedoch im Strom-/Wärmesektor keine Rolle bzw. kann
nicht in Form von Erlösen zu einer Kostenkompensation beitragen.
Das Folgekonzept 'Flex-Regulär' ist bezogen auf den anlegbaren Wert und die EEG-Ausschreibung in der
Regel ein vorteilhaftes Konzept. Zusätzliche Investitionen in Gärrestlager (Vergleiche Anlagentypen REF BGA1
und REF BGA2) führen zwar zu etwas höheren Gestehungskosten, verschlechtern die Chance auf eine Teil-
nahme in der Ausschreibung aber nicht wesentlich. Ein Grund ist der hohe Gülleanteil, der mit relativ geringen
Rohgaskosten verbunden ist, speziell, da die Kapitalkosten im Weiterbetrieb geringer als bei der Erstinbetrieb-
nahme sind. Höhere Kapitalkosten (Fremdkapital/Zinssatz) könnten dies ggf. ändern. Im Vergleich schneidet
dann das Konzept 'Gülle-Opt' ggf. besser ab. Die Differenz der beiden Konzepte bezogen auf den anlegbaren
Wert von ca. 2 Ct/kWh
el
könnte so reduziert werden, da hier auf Grund der auf die bestehenden Anlagenkompo-
nenten ausgerichtete Substratoptimierung weniger Investitionen notwendig sind. Veränderungen der Rahmen-
bedingungen zeigen, dass sich hier auch schnell Änderungen in der Vorteilhaftigkeit der EEG-Anschluss-
konzepte ergibt.
Das Folgekonzept 'KWK-Eigen' ist sehr stark von den individuellen Anlagengegebenheiten abhängig, die so
nicht in der Szenarioanalyse modelliert werden konnten. Speziell bei relativ hohen Bezugsstrompreisen größer
als 20 Ct/kWh
el
und einer Befreiung von der EEG-Umlage wird das Konzept schnell wirtschaftlich (siehe
Sensitivitätsanalyse). Insbesondere trifft dies auf Kleinanlagen zu. Ist dann in Zukunft noch eine Kombination
mit den KWK-Zuschlägen möglich, kann die Wirtschaftlichkeit weiter steigen. Eine sehr hohe Wärmenutzung ist
aber Grundvoraussetzung. Da der Wärmeverbrauch des landwirtschaftlichen Betriebes häufig höher als der
Stromverbrauch ist, kann dies für das Konzept 'KWK-Eigen' von Vorteil sein. Eine saisonale Ausrichtung
anhand des Wärmelastprofils könnte ebenfalls dazu beitragen, eine hohe Wärmenutzung zu erreichen und
würde ggf. den Eigenstromverbrauchsanteil wieder senken.
Das Folgekonzept 'Wärme-Eigen' ist häufig nicht wirtschaftlich, da die fossile Referenz im Vergleich derzeit zu
günstig ist. Zwar wird dies mit der Einführung eines CO
2
Preises durch das Brennstoffhandelsgesetz zu
Gunsten Erneuerbare Energien verschoben, für eine Preisparität von Erdgas zu Rohbiogas ist er aber in der
Regel zunächst zu niedrig. Je nach Erdgasbezugspreis könnte sich dies aber schnell ändern. Dieser liegt
gewöhnlich deutlich höher als die Erdgasgroßhandelspreise. Auch wenn erneuerbare Wärme die Referenz
darstellt, kann dies von Vorteil für das 'Wärme-Eigen"-Konzept sein, da erneuerbare Wärme in der Regel
höhere Kosten als die fossile Referenz aufweist.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 58
Die Gasaufbereitungskonzepte zu Biomethan sind im Vergleich mit den höchsten Investitionen verbunden.
Auch sind wichtige Voraussetzungen, die in der Modellierung nur pauschal berücksichtigt wurden, wie etwa die
Entfernung zum Gasnetz oder eine Absatzmöglichkeit des CNG von großer Wichtigkeit, hängen aber stark von
dem Anlagenstandort ab. Für größere Anlagen und Anlagen mit sehr hohen Gülleanteilen bewegen sich die
Konzepte auch unter aktuellen Bedingungen nahe der Marktwirtschaft. Die Nachfrage nach Biomethan aus
Gülle und Abfall bzw. Reststoffen wird voraussichtlich auf Grund der derzeitigen politischen Rahmenbedingun-
gen und der Vergütung der THG-Minderung im Kraftstoffsektor steigen. Auch die Vorteilhaftigkeit der Abgas-
werte von Erdgasfahrzeugen (Feinstaub/NO
x
) spricht speziell im Bereich Schwerlast für eine Nachfrage-
steigerung nach Erdgas und Biomethan.
Schlussfolgerungen: Betreibersicht
Die Ausschreibungsbeteiligung in der Post-EEG-Phase mit einer deutlichen Flexibilisierung des Anlagen-
betriebes bleibt die wirtschaftlichste Option für den Weiterbetrieb von BGA. Dies ist mit einer höheren Sicherheit
durch die Marktprämie und den Flexzuschlag verbunden, als mit einem Einstieg in Nicht-EEG-Konzepte. Das
Geschäftsmodell bleibt dabei relativ unverändert (kein neues Hauptprodukt), auch wenn die Flexibilisierung und
die Direktvermarktung eine Umstellung bedeuten und eine Abgabe von Entscheidungshoheit bzw. Eingriff in
den Betrieb darstellen kann (z.B. bei vollflexibler Fernsteuerung durch den Direktvermarkter).
Allgemein ist eine hohe Wärmenutzung bei jeglichen KWK-Konzepten anzustreben. Eine hohe Wärmenutzung
in Kombination mit einer gewissen Erlöshöhe (Wärmepreis) sind für die Wirtschaftlichkeit und den Weiterbetrieb
wichtiger als z. B. die Flexerlöse und ein hoher Überbauungsgrad. Eine saisonale Ausrichtung könnte hierzu je
nach Anlagenkonstellation ebenfalls beitragen.
In Bezug auf die Ausschreibung ist es zu empfehlen, strategisches Bieten in Betracht zu ziehen. Das
Zusammenspiel aus relevantem Ausschreibungsjahr (Beachtung des Konkurrenzbestandes in Deutschland,
speziell "BGA-starke Jahrgänge"), der Gebotshöhe (Degression) und Restlaufzeit muss in die Überlegung zum
richtigen Beteiligungszeitpunkt mit einbezogen werten. Auch ein mehrfaches Bieten sollte in Betracht gezogen
werden. Die Ermittlung des anzulegenden Wertes ist unabdingbar, um das minimale Gebot zu bestimmen.
Darüber hinaus kann eine Erhöhung des Gebotes die Wirtschaftlichkeit deutlich steigern, sofern ein Zuschlag
über diesen Weg als wahrscheinlich eingestuft wird.
Eine strategische Ausrichtung auf das zukünftige Betriebskonzept sollte frühzeitig getroffen werden,
idealerweise in der Halbzeit der ersten EEG-Periode. Sie kann die Wirtschaftlichkeit der Folgekonzepte deutlich
erhöhen. So ist z. B. die Kombination einer doppelten Überbauung in der ersten EEG-Periode und einer
späteren BL-Reduktion für den Anschlussbetrieb eine vielversprechende Option. Zum einen weist die spätere
"kleinere Anlage" einen relativ hohen Wirkungsgrad (wegen des größeren BHKW) auf, zum anderen ist eine
hohe Flexibilität zu Zeitpunkten verfügbar, wo diese ggf. deutlich mehr Wert besitzt, als dies aktuell der Fall ist.
Auch verteilt sich die Investition der Flexibilisierung so auf einen längeren Zeitraum. Die langfristige Ausrichtung
der BGA sollte natürlich mit der langfristigen Ausrichtung des landwirtschaftlichen Betriebes übereinstimmen
(Entwicklung Viehbestand usw.).
Bei den Nicht-EEG-Konzepten speziell im Bereich Biomethan könnten langfristige Abnahmeverträge das Risiko
eines nicht-wirtschaftlichen Betriebes minimieren und eine ähnliche Erlössicherheit bieten wie das EEG. Auch
kann im Biomethan/Kraftstoffmarkt eine Abdeckung der Gärrestlager von Vorteil sein, da die Vorteilhaftigkeit
durch THG-Minderung (siehe z.B. RED II-Werte) steigt und dies im Gegensatz zum Stromsektor in steigende
Erlöse umgesetzt werden kann.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 59
Trotz des möglichen Weiterbetriebes von Bestandsanlagen bzw. Teilen desselben sind hohe Investitionen für
einen Weiterbetrieb der Gesamtanlage notwendig. Die im Vergleich zur ersten EEG-Periode deutlich
komplexeren Geschäftsmodelle erschweren die Finanzierung von neuen Investitionen. Eine langfristige Planung
und ggf. zeitliche Stückelung der Investitionen könnten zur Problemlösung beitragen (z.B. Vorziehen Ausbau
der GRL Kapazität/Abdeckung, um Gasspeicherkapazitäten für die Flexibilisierung später zur Verfügung zu
haben).
Schlussfolgerungen: Bestandssicht
Unter den aktuellen Rahmenbedingungen stehen speziell kleinere Anlagen (Anlagentypen REF BGA 3 und 4),
wie sie in Sachsen in großer Zahl betrieben werden, großen Schwierigkeiten gegenüber. Allgemein gibt es
wenig Aussicht auf einen Weiterbetrieb, auch wenn Kleingülleanlagen noch eine lange EEG-Restlaufzeit
aufweisen (in der Regel bis Anfang der 2030er) und bis zu einem möglichen Weiterbetrieb Änderungen der
Rahmenbedingungen sowohl in positive als auch negative Richtung sehr wahrscheinlich sind. Im Gegensatz zu
den mittleren und größeren Anlagen (REF BGA 1, 2 & 5) sind für kleinere Anlagen Folgekonzepte außerhalb
des EEG, wie z. B. die Biomethanaufbereitung (auf Grund der Honorierung der THG-Vorteilhaftigkeit im Kraft-
stoffmarkt) und die Eigenenergiekonzepte, aber eher attraktiv. Für letztere sind jedoch viele individuelle
Faktoren der Anlagenausgangslage entscheidend (speziell Bezugspreise). Insgesamt ist die Bandbreite der
möglichen Zukunftsoptionen somit größer, was aber die Entscheidungsfindung für den Weiterbetrieb nicht
erleichtert.
Größere Anlagentypen (REF BGA 1, 2 & 5) sind in der EEG-Ausschreibung allgemein im Vorteil, da sie deutlich
niedrigere anlegbare Werte vorweisen können. Insgesamt findet so voraussichtlich eine Verschiebung in der
Struktur des BGA-Bestandes in Sachsen statt, Ergebnisse, die sich auch für andere Bundesländer ergeben
haben (Güsewell und Eltrop 2020). Dieser Entwicklung müsste mit einer Änderung der Rahmenbedingungen -
wie z. B. im Szenario "Gülle+" beschrieben - entgegengewirkt werden, um so auch den kleineren Anlagen,
speziell mit Verwertung der Reststoffe aus der Landwirtschaft, eine Perspektive zu eröffnen.
Prinzipiell ist der BGA-Bestand Sachsen von der Ausgangslage her eigentlich gut aufgestellt (hoher Anteil an
Wirtschaftsdünger, relativ hohe Bemessungsleistung). Er besitzt dadurch eine hohe THG-Minderung, deren
Wertigkeit zunehmend - wie im Kraftstoffsektor bereits aktuell - monetär honoriert werden könnte. Der aktuelle
EEG-Rahmen ermöglicht voraussichtlich trotzdem nur einem kleinen Teil des Anlagenbetriebes in Sachsen den
Weiterbetrieb, da eine starke Limitierung des Ausschreibungsvolumens vorliegt. Der BGA-Bestand in Sachsen
ist deshalb mit hoher Sicherheit rückläufig und damit auch die absolute Menge an Güllevergärung. Selbst unter
sehr positiven Rahmenbedingungen (Folgekonzepte 'Gülle+' und 'Flex++') sinkt der Bestand um ca. ein Drittel.
Eine Netto-Emissionsminderung durch BGA könnte in diesen Fällen jedoch bei positivem Fortschreiten der
Technologienentwicklung und speziell auch durch die Abdeckung von Gärrestlagern erhalten bleiben.
Nur für einen kleinen Anteil des BGA-Bestandes sind Nicht-EEG-Konzepte die wirtschaftlicher Alternative,
speziell da die Biomethanaufbereitung mit sehr hohen Investitionen verbunden ist. Die Rahmenbedingungen
und anlagenspezifischen Gegebenheiten entscheiden dabei, welches Konzept die wirtschaftlichste Option
darstellt. Speziell die Konzepte 'Biomethan-Netz' und 'KWK-Eigen' stehen bei dieser Abwägung im Fokus.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 60
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Glossar
Die (Strom-)Gestehungskosten ergeben sich aus den Kapitalkosten, den fixen und variablen Betriebskosten,
den Brennstoffkosten und der Kapitalverzinsung über den Betriebszeitraum.
Der Differenzbetrag ist der Mittelbedarf, der sich aus (diskontierten) Gestehungskosten und Markterlösen (ohne
Fördermittel wie der EEG-Marktprämie) errechnet. Er beziffert den Mittelbedarf, der aus anderen Quellen als
dem Marktwert der Leistung (Ertrag aus der gelieferte kWh) finanziert werden muss, um die Gestehungskosten
zu decken und so einen wirtschaftlichen Betrieb zu ermöglichen. Ist der Differenzbetrag negativ, werden keine
zusätzlichen Erträge benötigt (entspricht dem negativen spezifischen Kapitalwert).
Die Installierte Leistung ist die Spitzenleistung einer Anlage. Nennleistung bezeichnet die Leistung, mit der eine
Anlage dauerhaft betrieben werden kann.
Die Bemessungsleistung (BL) ist eine – bilanziell zu verstehende – Leistungsangabe für Anlagen nach dem
EEG. Sie ergibt sich aus den effektiv produzierten Kilowattstunden geteilt durch die Summe aller
Jahresstunden. Mit der Höchstbemessungsleistung von Biogasanlagen (nach EEG 2017, § 101, Abs. 1 Satz 2)
wird die höchste Bemessungsleistung der Anlage in einem Kalenderjahr bezeichnet, für die eine Marktprämie
ausgezahlt wird.
Marktwert / Marktwertfaktor ist der spezifische Erlös einer Anlage z.B. [EU/kWh] im Verhältnis zum
Marktmittelwert
Flexibler Betrieb / Flexibilität ist „… die Veränderung von Einspei sung oder Entnahme in Reaktion auf ein
externes Signal (Preissignal oder Aktivierung), mit dem Ziel eine Dienstleistung im Energiesystem zu erbringen.
Die Parameter um Flexibilität zu charakterisieren beinhalten: die Höhe der Leistungsveränderung, die Dauer,
die Veränderungsrate, die Reaktionszeit, der Ort etc.“ (aus BNetzA 2017 nach Eurelectric, 2014)
Mit Überbauung(sfaktor) wird die zusätzlich inst. BHKW-Leistung im Verhältnis zur bestehenden Leistung von
Bestandsanlagen bezeichnet. Das EEG erlaubt eine bis zu 5-fache Überbauung.
Gate-to-Gate (Tor-zu-Tor)-Ansatz wird verwendet in der Lebenszyklusanalyse (Ökobilanz) und beschreibt die
Systemgrenzen des untersuchten Produktsystems, die sich auf die Produktion des Produktes an einem
Standort (= in diesem Fall die Biogasanlage) beschränkt und Vorketten lediglich als Input betrachtet.
RED II (Erneuerbare-Energien-Richtlinie, in Kraft getreten 2018) enthält als neues Ziel, den EU-weiten Anteil
der erneuerbaren Energien bis 2030 auf 32 % auszubauen. Sie gibt Standardwerte für die Produktion von
Strom, Wärme und Kraftstoffe aus Biogas und deren Ausgangsstoffe vor sowie (weiterhin) fossile
Referenzwerte und Mindest-Einsparungsziele für erneuerbare Kraftstoffe.
Treibhausgas (THG)-Quotenpreis ergibt sich aus der Pflicht, THG-Emissionen bei den im Verkehr gebrauchten
Kraftstoffen zu reduzieren und den unterschiedlichen Einsparmengen und Potentialen unterschiedlicher
erneuerbarer Kraftstoffe.
HRT (aus dem englischen Hydraulic Retention Time) entspricht der mittleren Verweilzeit des Substrats im
Bezugsystem wie dem Fermenterraum oder dem gasdichten System.
Als Day-Ahead Strommarkt wird der Handel von Strom für den folgenden Tag bezeichnet, der an der EPEX
Spot in Paris, an der EXAA in Wien oder im Over-the-Counter-Handel über außerbörslich ausgehandelte
Verträge stattfindet. Stellenweise wird auch der Begriff Auktionsmarkt verwendet.

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 64
Das Uniform Pricing (englisch für Einheitspreisverfahren) ist ein Verfahren, nach welchem die Förderhöhe für
Erneuerbare-Energien-Anlagen im Ausschreibungsverfahren festgelegt wird. Zwar erhält bei Ausschreibungen
dasjenige Gebot den Zuschlag, das den niedrigsten Förderbetrag beinhaltet - die tatsächliche Förderhöhe wird
jedoch nach jeder Ausschreibungsrunde festgelegt und entspricht für alle Anlagen dem höchsten aller Gebote,
das noch einen Zuschlag bekommen hat.
Skaleneffekte (englisch: economies of scale): Als Skaleneffekt wird in der Energiewirtschaft das Phänomen
bezeichnet, dass größere energietechnische Anlagen oft geringere spezifische Kosten (z.B. €/kW) aufweisen
als Kleinanlagen. Dieser Effekt ist nicht auf die Energiewirtschaft beschränkt. Allgemein formuliert zeigen sich
positive Skaleneffekte dort, wo ein vermehrter Einsatz von Produktionsfaktoren zu einer überproportionalen
Steigerung des Produktionsergebnisses führt. Damit verteilen sich die Gesamtkosten auf eine relativ stärker
gewachsene Produktionsmenge, was zu einer Reduktion der spezifischen Kosten führt.

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A 1 Betreiberumfrage
A 1.1 Umfragebogen

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A 1.2 Zusätzliche Auswertungen aus der AuRaSa-Betreiberumfrage
Abbildung 28: Bestandsverteilung für die installierte Leistung (des BGA-Gesamtbestandes in Sachsen
Abbildung 29: Substratmix des BGA-Gesamtbestandes in Sachsen

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A 1.3 Detaillierte Auswertung des AuRaSa-Umfragebogens
Zu Umfrageabschnitt "3 Bauliche Ausführung der Anlagenkomponenten"
Zu Umfrageabschnitt "4 Wärmeerzeugung und Absatz"

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 75
Zu Umfrageabschnitt "5 Kosten"
Zu Umfrageabschnitt "6 Post-EEG Weiterbetrieb / EEG-Anschlussförderung"

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 76

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 77
A 1.4 Rückmeldebogen für die Teilnehmenden an der AuRaSa-Betreiberumfrage (Deckblatt, Rückseite und
Ergebnisseite im Broschürendruck)

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 78
Abbildung 30: Beispiel für den Rückmeldebogen an die BGA-Betreiber und Teilnehmenden an der AuRaSa-Betreiberumfrage, BGA zugeordnet zum Typ
REF BGA 5

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 79
A 2 Zusätzliche Daten der Modellierung
A 2.1 Verwendete Substrateigenschaften in der Modellierung
Tabelle 16: Standardwerte der Substrateigenschaften
Trocken-
masse-gehalt
Organische Trocken-
massen-gehalt
Biogas-
ertrag
Methan-
gehalt
Methan-ertrag
Fugat-
faktor
Kosten
THG-
Emissionen
REDII
Klasse
Einheit
[%]
[%]
[Nm3/toTM] [%]
[Nm3CH4/tFM] [%]
[€/tFM]
[CO2-
eq/tFM]
Rinder-guelle
0,10
0,08
380
0,55
16,7
0,98
3,00
0,054
Guelle
Schweine-guelle
0,06
0,05
420
0,60
12,1
0,98
3,00
0,060
Guelle
Rinder-festmist
0,25
0,21
450
0,55
52,6
0,93
12,00
0,096
Guelle
Schweine-festmist 0,25
0,20
440
0,60
52,8
0,93
5,62
0,208
Guelle
Silomais
0,35
0,33
650
0,52
112,4
0,76
37,00
0,156
Mais
GPS
0,35
0,33
620
0,53
109,3
0,75
46,16
0,093
Mais
Getreide-koerner 0,87
0,84
730
0,52
320,3
0,25
126,00 0,406
Mais
Grassilage
0,35
0,32
600
0,53
100,2
0,75
42,25
0,140
Mais
Ackerfutter
0,22
0,20
592
0,55
65,2
0,84
23,33
0,244
Mais
Hirse
0,28
0,25
610
0,52
79,9
0,76
30,37
0,037
Mais
HTK
0,45
0,33
500
0,55
91,2
0,76
17,59
0,102
Guelle
ZK
0,23
0,21
700
0,51
75,5
0,80
21,00
0,035
Mais
KM
0,87
0,86
730
0,53
328,4
0,25
140,00 0,272
Mais
CCM
0,65
0,64
730
0,52
241,8
0,45
83,00
0,179
Mais
Maisstroh
0,51
0,47
300
0,51
72,6
0,60
35,00
0,009
Abfall
Getreide-stroh
0,86
0,79
370
0,51
148,6
0,60
60,00
0,004
Abfall
Kleegras-silage
0,30
0,26
560
0,55
81,3
0,90
24,10
0,153
Mais
Silphie
0,28
0,26
480
0,58
72,5
0,75
32,00
0,031
Mais
LAPF-Material
0,36
0,3348
400
0,53
71,0
0,75
40
0,008
Mais
Tabelle 17: RED II THG-Standardwerte für Biogassubstrate; alle Werte in [gCO
2
-eq/kWh
Hu
]
Substrat GRL Typ
Offen
Geschlossen
Gülle
3,6
-360
Mais
187,2
108
Abfall
180
50,4

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 80
Tabelle 18: Substratverteilung der Referenz-BGA (Mittelwerte)
REF BGA1
REF BGA2
REF BGA3
REF BGA4
REF BGA5
Rindergülle
65,49%
56,55%
85,68%
83,82%
62,57%
Schweinegülle
5,15%
10,24%
0,00%
0,00%
0,00%
Rinderfestmist
0,03%
5,27%
1,93%
2,81%
7,33%
Schweinefestmist
1,86%
0,13%
0,00%
0,00%
0,00%
Silomais
19,91%
10,97%
6,90%
8,66%
21,64%
GPS
0,37%
8,82%
0,00%
0,66%
0,18%
Getreidekörner
3,38%
2,84%
3,35%
1,20%
1,73%
Grassilage
2,60%
2,95%
2,14%
2,73%
3,07%
Ackerfutter
0,00%
0,00%
0,00%
0,13%
0,46%
HTK
0,00%
2,15%
0,00%
0,00%
2,23%
ZK
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,57%
KM
1,20%
0,07%
0,00%
0,00%
0,19%
Getreidestroh
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,04%

Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 81
A 2.2 Verwendete Kenndaten der Szenarien für die Modellierung
Tabelle 19: Zeitreihen der Szenarioparameter (Ausschreibungsvolumen, Strompreise, Wärmepreise, CO
2
-Preise und -Emissionen)
Szenario
Parameter
Einheit
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Quellen
REF
Bioenergie Ausschreibungs-
volumen Deutschland
Gesamt
MW
el
200
200
200
200
-
-
-
(Deutscher Bundestag 2016)
FLEX++
200
500
2000
500
-
-
-
(BBE 2019)
Gülle+
200
500
1500
500
-
-
-
(HBB 2020)
Gülle+
Ø-Spot Preis Day-Ahead
Markt
€ MWh
el
-1
34
44
51
65
74
86
69
(BMUB 2017; Hermann et al. 2017; Jenny Winkler, Frank
Sensfuß, Martin Pudlik 2015; Öko-Institut e.V. und
Fraunhofer ISI 2015; Prognos AG et al. 2014; Pfluger et al.
2017; Fernahl et al. 2017; Nitsch 2019; Afman et al. 2017;
Danish Energy Agency 2018; Lenz et al. 2018; dena 2018;
Matthes et al. 2019; Kopiske et al. 2017)
FLEX++
45
57
65
79
79
94
74
REF/ Gülle+
CO
2
-Preis außerhalb
Kraftstoffmarkt
€ t CO
2
-eq
-1
13
24
33
46
59
72
84
FLEX++
27
48
62
98
119
139
152
REF/Gülle+
CO
2
-Preis innerhalb
Kraftstoffmarkt
€ t CO
2
-eq
-1
150
158
167
175
183
192
200
Eigene Annahmen
FLEX++
150
175
200
225
250
275
300
REF/Gülle+/FLE
X++
Wärmepreis
€ MWh
th
-1
55
60
64
69
74
80
86
(UBA 2013)
REF/Gülle+
CO2-Emissionen für
Strombezug der BGA
kg MWh
el
-1
499
469
439
419
382
333
284
(Greiner und Hermann 2016)
FLEX++
411
333
256
186
117
69
22
REF/Gülle+
CO2-Emissions Gutschrift
für externe Wärmenutzung
kg MWh
th
-1
287
269
252
240
237
234
234
(Thrän et al. 2015)
FLEX++
287
250
237
234
234
234
234
REF/Gülle+/FLE
X++
EEG Umlage
Ct kWhel -1 6,67
3,98
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
(Öko-Institut e.V. 2015)

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 82
A 3 Ergebnisse der Modellierung
A 3.1 Vergleich (Leistungskennzahlen und ökonomische Daten) der Anlagen und Folgekonzepte
Abbildung 31: Vergleich der Leistungskennzahlen der Folgekonzepte für die ausgewählten Referenz-BGA im Szenario "Gülle+"

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 83
Abbildung 32: Vergleich der Leistungskennzahlen der Folgekonzepte für die ausgewählten Referenz-BGA im Szenario "Flex++"

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 84
Abbildung 33: Vergleich der Investitionshöhen und Kapitalwerte der Folgekonzepte für die ausgewählten Referenz-BGA im Szenario "Gülle+"; die
dargestellten Folgekonzepte 1 und 2 (Balken von links) geben jeweils das vorteilhaftestes KWK-Flexibilisierung-Konzept in der EEG-Ausschreibung (1)
und ohne EEG-Förderung (2) an.

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 85
Abbildung 34: Vergleich der Investitionshöhen und Kapitalwerte der Folgekonzepte für die ausgewählten Referenz-BGA im Szenario "Flex++",
Konzeptvarianten 1 und 2 (Balken von links) geben jeweils das vorteilhaftestes KWK-Flexibilisierung-Konzept in der EEG-Ausschreibung (1) und ohne EEG-
Förderung (2) an.

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 86
A 3.2 Kostenkurven für die Bestands-BGA in Sachsen im Szenario "REF"
In den Grafiken Abbildung 36 - 39 sind die Kosten (anlegbarer Wert, Gestehungskosten Strom und Biomethan) für
die kumulierte Leistung des Biogasanlagenbestandes in Sachsen für das Szenario "REF" dargestellt. Jeder Balken
stellt eine Biogasanlage dar. Die Breite des Balkens repräsentiert die Leistung. Die Farbe markiert den Anteil an
Gülle im Substratmix der Anlage.
Zusätzlich sind die EEG-Vergütung für Kleingülleanlagen und die EEG-Gebotsgrenze (beide für EEG 2017) als
Linie eingetragen.
Abbildung 35: Anlegbarer Wert der BGA in Sachsen bei theoretischer Umsetzung des Folgekonzepts
'Gülle-Min' im Szenario "REF" in Abhängigkeit des Gülleanteils und der kumulierten Bemessungsleistung
Abbildung 36: Anlegbarer Wert der BGA in Sachsen bei theoretischer Umsetzung des Folgekonzepts
'Gülle-Opt' im Szenario "REF" in Abhängigkeit des Gülleanteils und der kumulierten Bemessungsleistung

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 87
Abbildung 37: Stromgestehungskosten der BGA in Sachsen bei theoretischer Umsetzung des
Folgekonzepts 'KWK-Eigen' im Szenario "REF" in Abhängigkeit des Gülleanteils und der kumulierten
Bemessungsleistung
Abbildung 38: Biomethan-Gestehungskosten der BGA in Sachsen bei Umsetzung des Folgekonzepts 'Bio-
CNG' im Szenario "REF" in Abhängigkeit des Gülleanteils und der kumulierten Bemessungsleistung

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Schriftenreihe des LfULG, Heft 14/2020 | 88
A 3.3 Strom- und Gaserzeugung und Substrateinsatz für die Bestands-BGA in
Sachsen im Szenariovergleich bis 2035
Abbildung 39: Entwicklung der Strom- und (Roh-)Gaserzeugung des BGA-Bestandes in Sachsen im
Vergleich der Szenarien "REF", "Gülle+" und "Flex+" von 2020 bis 2035
Abbildung 40: Entwicklung des Substrateinsatzes im BGA-Bestand in Sachsen im Vergleich der Szenarien
"REF", "Gülle+" und "Flex+" von 2020 bis 2035

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Herausgeber:
Sächsisches Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie (LfULG)
Pillnitzer Platz 3, 01326 Dresden
Telefon: + 49 351 2612-0
Telefax: + 49 351 2612-1099
E-
Mail:
lfulg@smul.sachsen.de
www.lfulg.sachsen.de
Autoren:
Joshua Güsewell
Christoph Bahret
Dr. Ludger Eltrop
Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung
Universität Stuttgart
Heßbrühlstr. 49a, 70565 Stuttgart
Telefon: + 49 711 685 878 16
Telefax: + 49 711 685 878 73
E-Mail:
Ludger
Eltrop@ier.uni-stuttgart.de
Redaktion:
Dr. Claudia Brückner, Eveline Zschoche
Sächsisches Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie
Referat 71
Waldheimer Str. 219, 01683 Nossen
Postanschrift: Pillnitzer Platz 3, 01326 Dresden
Telefon: + 49 35242 631 7102
Telefax: + 49 351 2610 009
E-Mail: Claudia.Brueckner@smul.sachsen.de
Fotos:
Dr. Ludger Eltrop (IER)
Redaktionsschluss:
13.08.2020
ISSN:
1867-2868
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