6 Juli 2004

Biogas, der Geheimtipp?

Das neue EEG schafft endlich Klarheit: Mit den gestaffelten Grundpreisen und den Zuschlägen für die Anlagen, die ausschließlich landwirtschaftliche Substrate vergären und jene, die in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden, wurden verlässliche Grundlagen für attraktive Investitionen in landwirtschaftlichen Betrieben geschaffen. Aber worauf kommt es sonst noch an, damit die Anlage rentabel läuft?

Das neue EEG eröffnet nach Jahren der Stagnation endlich wieder Perspektiven für die nachwachsenden Rohstoffe. Mit den in der Übersicht 1 gezeigten Einspeiseerlösen für Strom aus Biomasse wird der Anbau von nachwachsenden Rohstoffen als Substrat für Biogasanlagen endlich auch außerhalb von Stilllegungsflächen ökonomisch konkurrenzfähig gegenüber dem bisherigen “Marktfrucht”-Anbau.

Da die Preise nach dem Staffelsystem berechnet werden, indem die eingespeiste Strommenge anteilig auf die tatsächlich angeschlossene elektrische Leistung verteilt wird, können mit den für landwirtschaftliche Betriebe derzeit interessanten Anlagengrößen bis ca. 700 kW somit Strompreise zwischen 0,195 €/kWh ([150 kW el., ausschließlich landwirtschaftliche Substrate und Kraft-Wärme-Kopplung[KWK]) und 0,0996 €/kWh (Mischpreis bei 700 kW el. mit Co-Substraten ohne KWK aus: (0,115×150+0,099×350+0,089×200)/700) erzielt werden. Wenn es gelingt, letztere Anlage ausschließlich mit landwirtschaftlichen Substraten zu betreiben, wären die Erlöse um 0,054 €/kWh (+54,5%) höher; ein Betrag, der einige Anstrengung rechtfertigt. Strom aus Anlagen, die erst in späteren Jahren ans Netz gehen, wird mit einer um 1,5% pro Jahr niedrigeren Vergütung bezahlt.

Was kostet die Beispielsanlage

Aus einem detaillierten Baukostenvoranschlag ist der Investitionsbedarf der einzelnen Anlagenteile ersichtlich. Dabei ist es sinnvoll, zumindest zwischen dem Bedarf für das BHKW und dem “Rest” zu unterscheiden, weil hier sowohl Lebensdauer als auch Reparaturkosten deutlich unterschiedlich ausfallen. Ausgehend von einer Lebensdauer des BHKW von 8 Jahren (bei 1 bis 2 Generalüberholungen), was bei 95% Anlagen-Betriebszeit und 85% BHKW-Laufzeit (= 7.079 Betriebsstunden/Jahr) immerhin ca. 56.600 h Gesamtlaufzeit entspricht, und von 24 Jahren für den “Rest”, kann der zweimalige Ersatz des BHKW während der Betriebszeit der Anlage angenommen werden.

Für die als Beispiel kalkulierte Anlage mit einer Größe von 220 kW (2 BHKW á 110 kW) besteht ein Investitionsbedarf von 664.500 € (= 3.020 €/install. KW el.), wobei das vorhandene Güllesilo zukünftig als eines der Endlager genutzt wird und hier keine Bewertung der benötigten Fläche von ca. 0,75 ha erfolgt. Die kostenblockspezifisch differenzierte Berechnung der jährlichen Kosten ergibt einen Gesamtbetrag von ca. 84.600 € (vgl. Übersicht 2). Dies entspricht ca. 12,7% des Investitionsbedarfes und als weitere grobe Faustzahlen werden dabei ca. 6,3% für die AfA, ca. 4% für Unterhaltung und Versicherung und ca. 2,5% für die Zinsen ermittelt. Wie schon erwartet, fällt das BHKW mit einer Relation von ca. 27,3% zwischen jährlichen Kosten und Investitionsbedarf deutlich aus dem sonst feststellbaren Rahmen von 6,7 bis 8%.

Günstig finanzieren

Ein Konditionenvergleich lohnt immer: Trotz des Zinsanstiegs der letzten Monate sind die Kreditzinsen immer noch sehr günstig, aber 0,1% niedrigere Zinsen bedeuten immer eine anfängliche Zinsersparnis von 100 €/Jahr je 100.000 € Kreditsumme.

An Zuschüssen bieten sich das AFP und der Teilschulderlass der KfW (nur für Anlagen bis 75 kW) an. Im AFP gilt neben den sonst üblichen Bedingungen auch die “de minimis” Obergrenze von 100.000 € je Unternehmen. Wer allein baut, wird fast immer durch diese Grenze beschnitten, nur in Kooperationen mit maximalen Fremdkapitalanteilen von weniger als 322.600 € je beteiligtem landwirtschaftlichen Unternehmen können die vollen 31% Förderung auch realisiert werden.

Da die Voraussetzungen des AFP vom Unternehmen nicht erfüllt werden, sieht die Finanzierung ohne AFP so aus:

Neben 152.500 € Eigenkapital werden Rentenbankmittel in Höhe von 512.000 € eingesetzt. Die Finanzierung soll entsprechend der finanzierten Objekte in 2 Kredite mit unterschiedlicher Laufzeit gesplittet werden. Ein Darlehen über ca. 314.000 € soll mit einer Laufzeit von 20 Jahren (1 Jahr tilgungsfrei, 4,90% Zinsen) aufgenommen werden. Der verbleibende Kreditbetrag von 198.000 € wird aufgrund guter Liquiditätsprognosen über 8 Jahre finanziert. Dieser Kredit ist bei der Rentenbank zu 4,35% Zinsen erhältlich.

Was dabei übrig bleibt

Geht die Anlage, wie hier unterstellt, noch Ende 2004 mit dem Probebetrieb ans Netz, so kann dadurch eine gegenüber dem Start in 2005 um 1,5% höhere Vergütung über den gesamten Zeitraum sichergestellt werden. Der mit der Anlage in Vollbetriebsjahren produzierte Strom kann für ca. 221.000 € verkauft werden (Übersicht 3). Da der Einspeisepreis feststeht, wird dieser Betrag durchschnittlich bis zum Ende des zwanzigsten Betriebsjahres zu erwarten sein. Darüber hinaus werden noch ca. 1.040 € Heizkosten pro Jahr eingespart, die sich in Abhängigkeit vom Heizölpreis aber noch ändern können.

Dem stehen Gesamtkosten eines Vollbetriebsjahres in Höhe von anfänglich ca. 201.000 € gegenüber. Diese werden dann aber, da die Zinseinsparungen bis zum 9. Jahr größer sind als der Anstieg der anderen Kostenpositionen, zunächst um ca. 800 €/Jahr fallen, danach aber um ca. 600 €/Jahr steigen. Somit wird der zu erwartende Gewinn nach ca. 21.100 € im 1. Jahr und im 2. Jahr mit ca. 21.450 € veranschlagt und bis zum 9. Jahr auf knapp 27.900 € ansteigen. Bis zum 20. Jahr wird er dann auf ca. 24.500 € zurückgehen. Dadurch werden in den ersten 10 Jahren ca. 247.000 € und in 20 Jahren insgesamt ca. 513.000 € Überschuss erzielt.

Wird eine Kapitalrendite ermittelt, so beträgt diese nach 20 Jahren ca. 6,9% auf das Gesamtkapital bzw. 12,1% auf das Eigenkapital. Ein Einspeisebeginn in 2005 würde ca. 0,4% Gesamt- bzw. 0,7% Eigenkapitalrendite kosten.

Besonderes Augenmerk sollte aber noch dem ersten Jahr gelten. Hier steht nicht nur der Gewinn sondern auch die erwartete Liquidität, die als Cash flow gemessen wird, unter Beobachtung. Nach 12 Betriebsmonaten zeigt sich hier mit ca. 22.300 € ein deutlich positives Bild, so dass allenfalls nur sehr kurzfristige Liquiditätsengpässe auftreten können. Variantenrechnungen für andere Starttermine zeigen, dass bis zum Ende des dritten Betriebsmonats ein negativer cash flow besteht, danach bessert sich die Liquiditätslage schnell und deutlicht. In den ersten 8 Jahren entsteht ein Liquiditätspolster von ca. 200.000 €, mit dem das dann zu ersetzende BHKW finanziert werden kann.

Woher kommt der Erfolg?

Da der höhere Vergütungssatz aus 2004 über die gesamte Laufzeit nachwirkt, würde der Gang ans Netz in 2005 Einnahmeverluste von insgesamt ca. 67.000 € bei gleichen Kosten bewirken. Eile ist somit geboten.

Durch das AFP könnte für das Einzelunternehmen der Fremdkapitalbedarf um 100.000 € reduziert werden. Mit dieser Förderung würde der Gesamtgewinn anfänglich um ca. 11.500 €/Jahr bzw. insgesamt um ca. 155.000 € höher ausfallen. Nach der Devise “von nichts kommt nichts” sind zur weiteren Beantwortung der Frage die eingesetzten Substrate genauer zu betrachten. In der Übersicht 4 ist dargestellt, welche Energiemengen aus den einzelnen Substrate gewonnen werden können und wie die Kosten der Anlage auf die einzelnen Substrate verteilt werden sollten.

Zum Einsatz kommen die Wirtschaftsdüngermengen von 86 Kühen und entsprechender weiblicher Nachzucht sowie 15.000 Legehennen (jeweils ca. 9%), die entsprechenden Grundfutterreste sowie Maissilage von 72 ha (ca. 73%) und der späte Aufwuchs (3. bzw. 3. und 4. Schnitt) von 23 ha Grünland (ca. 8,5%). Die meiste Energie stammt aus dem Mais, aber bringt der auch den Gewinn? Schließlich ist dessen Bereitstellung mit so hohen Kosten verbunden, dass bis zur Novellierung des EEG der gezielte Anbau für Biogasanlagen ein knappes Geschäft war.

Gülle kostet nicht viel, weil sich ihr Wert über Nährstoffe definiert und im Endsubstrat weiter erhalten bleibt, so dass die Gülle mit den verursachten zusätzlichen Transportkosten anzusetzen ist. Allerdings ist auch die Gasausbeute so gering, dass von dem damit erzielbaren Stromerlös (6,68 €/ t Gülle) nach Abzug der zuzuordnenden anteiligen Anlagenkosten (4,13 €/t Gülle) und der Betriebs- und Gemeinkosten nur 0,51 €/t Gülle übrig bleiben (Spalte: “max. Substratkosten”). Damit sind die Kosten gedeckt, reich wird man so nicht.

Anders ist die Situation beim Jungviehmist und beim Hühnertrockenkot. Hier sind die Substratkosten ebenfalls (noch) gering, die Erlöse aber deutlich besser. Diese Wirtschaftsdünger besitzen nach Abzug der Kosten einen “Vergär”-wert von 34 bis 38 €/t. Bei allen strohhaltigen Substraten ist aber zu beachten, ob die enthaltene Energie wegen des Ligningehaltes überhaupt erschlossen werden kann und dass dies unter Umständen nur mit deutlich längeren Verweilzeiten erreichbar ist. Die Ansicht, Stroh gehöre in die Verbrennung und nicht in die Vergärung, erscheint nicht unbegründet.

Mais kommt in dieser Berechnungsweise auf einen “Veredelungs”-wert von 30 €/t. Dies wäre der maximale Preis, zu dem das Substrat zugekauft und die Anlage gleichzeitig noch vollkostendeckend betrieben werden kann. Dass die Grassilage einen höheren Wert aufweist, resultiert aus dessen höherem Trockensubstanzgehalt.

Der Endsubstratrücklauf erweist sich in der Betrachtung als nicht vollkostendeckendes Substrat, ist aber aufgrund des Einsatzzweckes “Verdünnung” allenfalls durch das noch schlechter zu bewertende Wasser zu ersetzen. Die Zünd- bzw. Stützfeuerung stellt ein lukratives Zusatzgeschäft dar. Solange der Preis unter 0,43 €/l bleibt, werden durch den Heizöleinsatz ein paar Euro dazuverdient.

Und die Risikoanfälligkeit?

Wer sich für einen langen Zeitraum bindet, sollte immer danach fragen, was mit der Rentabilität passiert, wenn sich die Rahmenbedingungen ändern. Mittels Variantenrechnungen wird deshalb im Folgenden bestimmt, wie sich die Änderung bestimmter Parameter auf den Gewinn auswirkt. Dabei wird für diese Anlage untersucht, wie stark sich die wichtigsten Bestimmungsfaktoren ändern dürfen, damit die Anlage dennoch nach 20 Jahren eine schwarze 0 schreibt. Dann wurde zwar nichts verdient, aber zumindest die Kosten sind gedeckt.

Diese Grenze wird erreicht, wenn   

  • die Investitionskosten um ca. 38% höher ausfallen,       
  • der Auszahlungspreis um ca. 11,6% auf 0,1516 €/kWh zurückgeht,    
  • der elektrische Wirkungsgrad um 12,6% auf 30,6% zurückgeht,          
  • der Maispreis um 38,5% auf 34,62 €/t steigt oder           
  • der Zinssatz sich um 360% erhöht.

Fazit

Biogasanlagen bieten sich unter den Bedingungen des EEG, insbesondere für Anlagen zur ausschließlichen Vergärung landwirtschaftlicher Substrate, als attraktives zusätzliches Standbein an. Für Schnellentschlossene, die es noch 2004 ans Netz schaffen, winkt ein um ca. 11% höherer Gesamtgewinn.

Als gute Substrate erweisen sich Wirtschaftsdünger mit hohen Gehalten leicht vergärbarer organischer Substanz, also aus dem Geflügelbereich, aber auch mit Mais- und Grassilage wird Geld verdient. Die Anlage ist aber kein guter Entsorgungsweg für unbrauchbares Grundfutter (z.B. pilzbelastetes Heu etc.), denn dort laufen fast die gleichen Prozesse ab wie im Pansen der Wiederkäuer. Mit Gülle wird deutlich weniger verdient, aber als “Verdünner” eignet sie sich immer noch besser als der Rücklauf von Endsubstrat.

Tabellen (Biogas, der Geheimtipp?) – (PDF-Download-28 KB)

Rückfragen:
Dr. Mathias Schindler (LWK-Hannover)
E-Mail: Schindler.Mathias@lawikhan.de

Source: Pressemeldung der Landwirtschaftskammer Hannover vom 2004-06-30.

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