Wirtschaftlichkeit der Direktvermarktung an der Strombörse für kleine und große BHKW

  • Aktuell bin ich für meine Bachlorarbeit am überlegen, ob es möglich ist ein Blockheizkraftwerk ohne Eigenverbrauch von Strom wirtschaftlich an der Strombörse zu betreiben.

    Dazu möchte ich erst zwei Beispielrechnungen anführen:


    Generelle Annahmen:

    Preis Erdgas: 6 ct/kWh [1]

    Durchschnittlich gehandelter Preis Day-Ahead Markt 2019: 0.0377 ct/kWh [2]

    Entgelt für dezentrale Einspeisung: 1 ct/kWh (Annahme)

    Wirkungsgrad Kessel: 95% thermisch

    Preis für 1 kWh Wärme mit Kessel: 6 ct/kWh / 0.95 = 6.32 ct/kWhth


    Beispielrechnung 1 - BHKW mit 5 kW

    Wirkungsgrade BHKW: 26% elektrisch, 63% thermisch [3]

    Zuschlag KWK-Gesetz für Anlage die Einspeisen: 8 ct/kWh [4, S.14]

    Preis für 1 kWh Wärme mit BHKW (bei Durchschnittspreis für Strom): 6 ct/kWh / 0.63 - (0.0377 ct/kWh * 0.26) - (8 ct/kWh * 0.26) - (1 ct/kWh * 0.26) = 7.17 ct/kWh


    Beispielrechnung 2 - BHKW mit 402 kW

    Wirkungsgrade BHKW: 52% elektrisch, 38% thermisch [3]

    Zuschlag KWK-Gesetz für Anlage die Einspeisen: 8 ct/kWh * 50kW/402kW + 6 ct/kWh * 50kW/402kW + 5 ct/kWh * 150kW/402kW + 4.4 ct/kWh * 152kW/402kW = 5.27 ct/kWh [4, S.14]

    Preis für 1 kWh Wärme mit BHKW (bei Durchschnittspreis für Strom): 6 ct/kWh / 0.38 - (0.0377 ct/kWh * 0.52) - (5.27 ct/kWh * 0.52) - (1 ct/kWh * 0.52) = 12.51 ct/kWh


    Überlegung:

    Aus den Berechnungen könnte man nun schließen, dass ein BHKW trotz Zuschläge nicht wirtschaftlich an der Strombörse betrieben werden kann, wenn kein Eigenstrombedarf vorhanden ist. Die im Kesselbetrieb entstehenden Kosten von 6.32 ct/kWh können weder von kleinen noch von großen BHKW erreicht werden kann. Das gilt auch für hohe Strompreisen, da der Großteil der Stromvergütung durch die Zuschläge geschieht.


    Würdet ihr diesen Sachbefund zustimmen oder hab ich etwas nicht berücksichtigt?


    Viele Grüße

    Thomas


    Quellen:

    [1] https://www.vergleich.de/gaspreise.html

    [2] https://www.ffegmbh.de/kompete…schwankungen-preisspreads

    [3] https://www.heizungsfinder.de/…tromkennzahl-wirkungsgrad

    [4] https://www.asue.de/sites/defa…kwk_gesetz2017_309860.pdf

  • Ich stimme dem zu, wobei die Zahlen auch noch deutlich schlechter sein können, vor allem bei Kleinanlagen. Jede Anlage muss individuell betrachtet werden, Investitionskosten und Wartungskosten (ich vermute beides nicht berücksichtigt) sind ja von Anlage zu Anlage verschieden.

  • Ich stimme dem zu, wobei die Zahlen auch noch deutlich schlechter sein können, vor allem bei Kleinanlagen. Jede Anlage muss individuell betrachtet werden, Investitionskosten und Wartungskosten (ich vermute beides nicht berücksichtigt) sind ja von Anlage zu Anlage verschieden.

    Vielen Dank für die Antwort - auf dich ist Verlass :)


    Zu den Zahlen, die "noch deutlich schlechter sein können" - meinst du die Wirkungsgrade eines BHKW?

    Bei modernen Gas-Brennwertkessel scheint ein Wirkungsgrad von 95% unabhängig seiner Größe relativ Standard zu sein, oder?


    Ja, du hast Recht, Investitionskosten und Wartungskosten sind noch nicht berücksichtigt. Ich nehme an, dass diese die Rentabilität der BHKW noch schlechter machen würden, weil die Investitions- und Wartungskosten von Kesseln geringer sind?


    Bei dem Punkt, dass man es von Anlage zu Anlage betrachten sollte, bin ich bei dir. Wenn man wie von alikante angedeutet, einen günstigeren Erdgaspreis hat, sieht die Sache schon wieder anders aus.



    Moin,


    mir scheint die Energiesteuerentlastung zu fehlen, außerdem wird ein 402KW Gerät sicher nicht in KUR betrieben und hat auch keinen Gaspreis von 6Cent.


    mfg

    Auch dir vielen Dank für die Antwort.


    Danke für den Tipp mit der Energiesteuerentlastung, dem gehe ich nach.


    Mit "nicht in KUR betrieben" ist gemeint, dass es nicht ohne Eigenstrombedarf betrieben wird, oder?


    Mit dem Gaspreis von 6 ct hast du bestimmt Recht, ich hab nur nichts dazu gefunden. Funktioniert das dann über spezielle Verträge mit den Erdgaslieferanten?

  • Ja, du hast Recht, Investitionskosten und Wartungskosten sind noch nicht berücksichtigt. Ich nehme an, dass diese die Rentabilität der BHKW noch schlechter machen würden, weil die Investitions- und Wartungskosten von Kesseln geringer sind?

    Ich meine nicht den Wirkungsgrad sondern den Anschaffungspreis und die Wartung. Gastherme sagen wir mal 6000 € BHKW eher 15000. Wartung Therme 100 BHKW eher 500€. Invest und Wartung bei großen BHKWs natürlich größer, jedoch im Verhältniss zum kleinen pro KW deutlich günstiger.

    nicht in KUR betrieben

    Nein damit ist die UST gemeint. KleinUnternehmerRegelung... der unterschied ist die Betrachtungsweise alle Einnahmen und Ausgaben mit oder ohne 19% USt.


    Gaspreis würde ich je nach Abnahmemenge zwischen 2 und 6 ct schätzen kommt also auf den Verbrauch (Größe und Laufzeit) an.

  • Mit "nicht in KUR betrieben" ist gemeint, dass es nicht ohne Eigenstrombedarf betrieben wird, oder?

    Nee, er meint dass Du in Deiner Berechnung die Frage der Umsatzsteuer nicht berücksichtigt hast (KUR = Kleinunternehmer-Regelung im Sinne von § 19 UStG). Der von Dir genannte Gaspreis in Höhe von 6 ct/kWh ist jedenfalls brutto. Ein BHKW mit 400 kW(el) wird aber stets gewerblich betrieben, deshalb ist hier für das Erdgas der Netto-Preis anzusetzen. Bei 6 ct/kWh brutto wären das 5,04 ct/kWh netto.


    Zum Zweiten stimme ich Alikante zu, dass ein Erdgaspreis von 5,04 ct/kWh netto für den gewerblichen Bereich jedenfalls zu hoch angesetzt ist. Bei uns in Bayern kriegt man derzeit schon als Privathaushalt mit 36 MWh/a Verbrauch Erdgas für unter 3,5 ct/kWh netto. Ein gewerblicher Verbraucher, der das Hundertfache abnimmt, ist da sicher mit weniger als 3 ct/kWh netto dabei.


    Drittens gibt es wohl auch für die von Dir beschriebenen BHKW's zumindest die Teil-Erstattung der Energiesteuer nach § 53a EnergieStG in Höhe von 4,42 EUR/MWh. Damit dürften die Erdgaskosten für ein großes gewerbliche BHKW unterm Strich irgendwo um 2,5 ct/kWh netto liegen.


    Unabhängig davon stimme ich Dir zu, dass – wenn man Vollkosten betrachtet – ein rein auf Einspeisung zum Strombörsen-Preis ausgelegtes BHKW nicht wirtschaftlich betrieben werden kann. Das ist schließlich kein Wunder, denn die Economies of Scale gelten auch in der Energieerzeugung. Mit Deinem 400 kW(el) BHKW stehst Du an der Strombörse im Wettbewerb mit Kraftwerken, die das Tausendfache an elektrischer Leistung haben, und von denen zudem die meisten bereits abgeschrieben sind.

    Viessmann Vitotwin 300-W (1 kWel, 6 kWth) seit 2012

    PV-Anlage 8,45 kWp (65 x Solarworld SW 130poly Ost/Süd/West, SMA 5000 TL und 3000) seit 2010

    Solarthermie 14 qm Flachkollektoren seit 2004 (Vorgänger 8 qm 1979-2003)

  • Vielen Dank euch allen, das hat mir sehr weitergeholfen.

    Um es kurz zusammenzufassen, muss ich in meine Betrachtung noch einfließen lassen:

    • Energiesteuerentlastung
    • Kleinunternehmer-Regelung
    • Günstigerer Erdgaspreis bei größeren Abnahmen

    Dies werde ich dann so in meiner Bachelorarbeit berücksichtigen.


    Viele Grüße

    Thomas

  • muss ich in meine Betrachtung noch einfließen lassen:

    ...

    Kleinunternehmer-Regelung

    Du musst nicht die "Kleinunternehmer-Regelung" einfließen lassen, sondern (wie bei Wirtschaftlichkeitsrechnungen in Unternehmen üblich) alle Beträge netto rechnen.


    Meiner Meinung nach müssen darüber hinaus unbedingt auch die Wartungs- und Reparaturkosten berücksichtigt werden. Diese sind für die Wirtschaftlichkeit von BHKW's von erheblicher Bedeutung. Wenn Du hierzu keine brauchbaren Informationen von Herstellern bekommst, folgender Hinweis: In der chemischen Industrie haben wir in Daumen-Kalkulationen für Maintenance & Repair von Anlagen pro Jahr 5% der Investitionskosten angesetzt.


    Ob darüber hinaus auch die Abschreibung in die Kalkulation gehört, hängt von der Themenstellung ab. Steuerlich schreibt man BHKW's über 10 Jahre ab. Für die wirtschaftliche Nutzungsdauer kann man vielleicht 20 Jahre ansetzen, aber bestimmt nicht mehr.

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  • Aktuell bin ich für meine Bachlorarbeit am überlegen, ob es möglich ist ein Blockheizkraftwerk ohne Eigenverbrauch von Strom wirtschaftlich an der Strombörse zu betreiben.

    Durchschnittlich gehandelter Preis Day-Ahead Markt 2019: 0.0377 ct/kWh

    An der Strombörse (Day-Ahead-Markt) werden Stundenwerte gehandelt, im Intraday-Markt sogar Viertelstunden. Die kann man dann absteigend sortieren und erhält dann eine sog. Preisdauerlinie, engl. price duration curve. Der durchschnittlich gehandelt Preis ist wenig aussagekräftig, weil das Gut elektrische Energie nicht gut gespeichert werden kann und daher nicht auf Vorrat produziert wird, sondern jeweils jit durch den aktuellen Erzeugerpark geliefert werden muss. Die 37,7 €/MWh übersetzen sich in 3,77 ct/kWh (einfach durch 1000 teilen), du liegst mit einer Preisannahme etwas daneben, daher fallen die Stromgutschriften bei Dir auch etwas mager aus.


    Vom SMARD-Server der BNetzA kann man sich zumindest die stündlichen Spotmarktpreise herunterladen und daraus eine Preisdauerlinie basteln (siehe Anlage Preisdauerlinie_DE_2019.pdf). "Glücklich ist, wer ein Heizkraftwerk hat, denn er kann es abschalten" sagte glaube ich Ulli Brosziewski. Das ist der Wert eine Flexoption: man lässt es X Stunden am Tag laufen, um den Wärmebedarf zu decken und bunkert diesen im Wärmespeicher zwischen, aber man schaltet es eben nur zu den höchsten X Stunden bzw. Viertelstundenpreisen an und ansonsten aus, wenn keine Deckungsbeiträge generiert werden.


    Zur Volleinspeisung von Mini-KWK-Anlagen bis 50 kW sagt das KWKG, dass man 60.000 h lang 8 ct/kWh erhält. Das sind also 80*60 = 4800 €/kW. Bei einem 20 kW Motor wären das also wieviel? Und welche Summe bekäme ein 50 kW Motor wärend der Förderzeit? Auf diese Zahl gibt dir jede Bank einen Kredit zur Refinanzierung der Anfangsinvestition, wenn Du versprichst, während des Betriebs kein Geld zu verbrennen. Dazu muss man natürlich optieren, nicht zum sog. "üblichen Preis" (= Quartalsdurchschnitt) im Grundlastbetrieb einzuspeisen, sondern einen Direktvermarkter finden, der viertelstundenweise abrechnet, um ein wenig Cherrypicking zu machen und nur bei den Preisspitzen die Anlage laufen zu lassen.


    Geld verbrennen geht ganz einfach, indem man die Anlage laufen lässt, wenn sie einen negativen Deckungsbeitrag erwirtschaftet: DB = (Wärmeerlöse und Stromerlöse) - (Gaskosten + Wartungspauschale) > 0.

    Zur Speicherbewirtschaftung und -dimensionierung empfehle ich nicht nur eine wie auch immer gewählte kaufmännische Rechnung durchzuführen, sondern den Arbeitswert der Wärme (Carnot-Faktor) als Grundlage anzusetzen. Das wäre z.B. bei einem PEF für die Wärmeversorgung von 0,5 ein effektiver Wirkungsgrad der Wärmeerzeugung von 200% und damit hätte die KWK-Wärme auch nur die Hälfte der Brennstoffkosten von Kesselwärme. Es lohnt sich also, dass der Speicher häufig KWK-Wärme aufnehmen kann, damit der Kessel in der Übergangszeit nicht zu häufig zufeuert, obwohl er für die Tagesbilanz noch gar nicht gebraucht wird.


    Der Gaspreis ist in der Tat ein kritischer Entscheidungsfaktor, wie bei Großkraftwerken auch. Hier würde ich noch mal recherchieren, und einen billigen Anbieter suchen. Größere KWK-Anlagen kaufen Gas an der Börse oder zu vergleichbaren Konditionen plus den sog. Strukturierungsaufwand und die Netznutzungsentgelte. Das sind ein paar Euro, die den Unterschied zwischen Grundlast, die an der Börse gehandelt wird, und einem Gasbezugsprofil (z.B. einem Heizprofil) abbilden; Netzentgelte sind um so teurer, je weiter unten man in der Topologie an dünnen Rohren hängt. Momentan liegt der Börsenpreis unter 10 €/MWh, so dass man mit 1,5-2 ct/kWh bei einem größerem Gasabnehmer wohl rechnen darf.


    Ich empfehle Dir, die Lektüre der ASUE BHKW-Kenndaten (kostet 20 Euro Schutzgebühr, aber vielleicht kannst Du die ASUE Geschäftstelle als Unterstützung einer studentischen Arbeit überzeugen, Dir ein Freiexemplar zuzusenden). Da sind nicht nur spezifische Wirkungsgrade, Modulkosten, Wartungskosten dargestellt, sondern diese Werte sind nach Größe in hübschen Diagrammen aufgetragen, hier ein Beispiel:


    Wenn man also annimt, ein 50 kW BHKW habe 35% elektrischen Wirkungsgrad und 60% thermischen Wirkungsgrad, und einen PEF der Wärmeversorgung von 0,5 (thermodynamisch nach Carnot gerechnet), dann wird 1 kWh Gasinput aufgeteilt in 0,6 kWh Wärme mal PEF 0,5 = 0,3 Brennstoff, der der Wärme zugeordnet wird, und die restliche Gasmenge von 0,7 kWh wird dem elektrischem Output zugerechnet. Der effektive elektrische Wirkungsgrad wäre dann η_eff,el = 0,35 Output/0,7 Input = 50% - genausogut wie eine kleine GuD-Anlage, die 1000 mal größer ist.


    Stromgestehungskosten wären somit bei einem angenommen Gaspreis (ca 500 MWh Jahresbedarf, rund 150 kW mal 3500 h, vgl. Verivox) von 4,5 ct/kWh plus 2,5 ct/kWh Wartung mal zwei (η_eff = 50%), ergibt 14 ct/kWh. Zusätzlich ergeben sich Wärmegestehungskosten von variable Kosten = 7 ct/kWh geteilt durch zwei (η_eff = 200%) gleich 3,5 ct/kWh. Damit zeigt sich, dass es die kleinen Anlagen aufgrund der höheren Gasbezugskosten schwer haben, alleine per Börsenpreis zu überleben. Mit 14 ct/kWh ist es aber einfach, den Strombezug zu substituieren, und man darf auch nicht vergessen, dass die KWK-Wärme ebenfalls billiger ist als die aus dem Kessel. Zudem kann ein BHKW im Verteilnetz als Flexoption das Übertragungsnetz entlasten, hier liegen die volkswirtschaftlichen Einsparungen in der Größenordnung von 100 €/kW und Jahr.


    Wenn man den Strom auf Kosten der Wärme subventionieren möchte und sozusagen auf die Einsparmöglichkeiten durch günstige KWK-Wärme verzichtet, dann kann man auch etwas anders rechnen: die Diff-Methode (Vorher-Nachher-Vergleich, nach Differenz oder Differential). Dein Referenzkessel hat 95% Wirkungsgrad; das BHKW hat den gleichen Gesamtwirkungsgrad, produziert aber einen Teil des Outputs als höherwertige elektrische Energie (die man ja per Wärmepumpe mit JAZ von 3-5 auch noch in weitere Wärme wandeln könnte). Somit wird ein BHKW, das die gleiche Wärmemenge liefert wie der Kessel, einen höheren Gasbedarf haben. Die zusätzliche Gasmenge in Bezug gesetzt zur zusätzlich erzeugten Elektrizität ergibt den differentiellen Wirkungsgrad der KWK-Anlage, in diesem Fall ist es ebenfalls 95%. Gas kann also unter Ausnutzung einer bestehenden Wärmesenke per KWK mit 95 % in elektrische Energie transformiert werden. Damit ist allerdings der Vorteil auf der Wärmeseite futsch, die wird genauso schlecht bewertet wie ein Gaskessel. Die Diff-Methode kommt somit auf einen Stromgestehungspreis von (Gaspreis+Wartung)/η_diff : (4,5+2,5)/0,95 = 7,37 ct/kWh.


    Man sieht, dass es die Mini-KWK schwer hat, allein durch Volleinspeisung zu bestehen. Wenn man es aber zulässt, von den 4800 €/kW * 50 kW = 240.000 € nur 120.000 € für die Bank (CAPEX-Refinanzierung) zurückzulegen und die andere Hälfte am Markt zu verbrennen (Subventionierung des Strompreis beim Einspeisen unterhalb der eigenen Grenzkosten), dann wären das 4 ct/kWh Unterschied. Man könnte also gemäß Diff-Methode schon ab 7,35 ct/kWh - 4 ct/kWh = 33,5 €/MWh einspeisen. Dann wäre aber nach 60.000 h Schluss. Mit den vielzitierten 3.500 h/a dauert diese Phase 17 Jahre. Ist also nicht so schlimm.


    Sobald der KWK-Zuschlag nicht als feste Marktprämie gezahlt werden würde, sondern in Abhängigkeit des Marktpreises dynamisiert wird, also immer etwas höher ist, wenn auch der Strompreis hoch ist und niedriger ist, wenn der Strompreis gering ist, dann würde das einen starken Flexibilisierungsanreiz bieten und zudem die Geräte, die nur die Preisspitzen abfahren, auch finanziell besser stellen (siehe Anlage: Kaestle_2015-KWK_mit_SDL_und_Flexibilisierung.pdf ).


    Gruß,

    Gunnar

  • Unabhängig davon stimme ich Dir zu, dass – wenn man Vollkosten betrachtet – ein rein auf Einspeisung zum Strombörsen-Preis ausgelegtes BHKW nicht wirtschaftlich betrieben werden kann. Das ist schließlich kein Wunder, denn die Economies of Scale gelten auch in der Energieerzeugung.


    Mit Deinem 400 kW(el) BHKW stehst Du an der Strombörse im Wettbewerb mit Kraftwerken, die das Tausendfache an elektrischer Leistung haben, und von denen zudem die meisten bereits abgeschrieben sind.

    Zu den zwei Aussagen habe ich zwei korrigierende Bemerkungen:

    Die normative Kraft des Faktischen zeigt, dass viele Stadtwerke und Contractoren ein BHKW (natürlich größer als die Dachsklasse) manchmal auch in der Volleinspeisung laufen lassen, weil es zu anstrengend und teuer ist, in einem Wohnblock jeden Mieter einzeln mit einem komplexen und lang andauernden Verkaufsgespräch zu beglücken. Dank der großzügigen KWK-Förderung im kleinen Leistungsbereich, reichen die Einnahmen nicht nur als CAPEX-Refinanzierungsinstrument aus, sondern können auch die höheren Gasbezugskosten und spezifischen Wartungskosten kompensieren. Das aber nur, solange die Förderung von 60.000 (bis 50 kW) bzw. 30.000 (ab 50 kW) läuft.


    Ein BHKW mit 400 kW hat 40% elektrischen Wirkungsgrad, bei angenommenen 90% Gesamtwirkungsgrad wären das 50% auf der thermischen Seite. Der Unterschied zu Großmotoren, wie sie beispielsweise im Kieler Heizkraftwerk verwendet werden, ist gar nicht mal so groß. Bei 10 MW Aggregaten kann man überschlagsweise von η_el = 45% / η_th = 45% ausgehen. Für den Betreiber eines Fernwärmenetzes ist der Unterschied zu einem GuD-Block mit η_el = 55% / η_th = 30% kein großer Unterschied, da die Wärme ja auch nutzbringend verwertet wird.


    Nimmt man weiterhin VL/RL von 90°C/70°C an, bei 0°C Außentemperatur, dann ergibt sich für den Arbeitswert der Wärme 1-T_i/T_s = 1-(273+0/273+80) = 0,22. Somit hat die 400 kW Maschine eine exergetische Effizienz von

    η_el + Carnot-Faktor * η_th = 1*0,4 + 0,22*0,5 = 0,4 (Exergieanteil elektrisch) + 0,11 (Exergieanteil thermisch) = 0,51

    Vom Gasinput (100%) entfallen gemäß der Äquivalenziffermethode (hier jetzt nicht wie bei der Nebenkostenabrechnung auf Basis der Quadratmeter oder Personenanzahl, sondern dem Arbeitswert des Outputs) auf die elektrische Seite 0,4/0,51 = 78% und auf die thermische Seite 0,11/0,51 = 22%. Spezifisch erhält man somit gemäß der Formel Output pro zugeordnetem Input

    a) elektrisch: η_eff = 0,4/0,78 = 51% (PEF_el = 1,95)

    b) thermisch: η_eff = 0,5/0,22 = 227% (PEF_th = 0,44)


    Das Gasturbinenkraftwerk Darmstadt kommt auf rund 40%, d.h. da kann ein Cluster von mittelgroßen BHKWs (einige hundert KW) gut mithalten. Momentan werden 4 sog. Netzstabilisierungsanlagen zu 300 MW geplant, welche die Übertragungsnetzbetreiber ausgeschrieben haben. In Irsching wird zu den bestehenden zwei GuD-Blöcken 4+5 noch ein weiterer Block mit einer offenen Gasturbine gebaut, den Tennet kontrahiert hat. In Marbach am Neckar errichtet die EnBW für TransnetBW ebenfalls einen 300 MW GT-Block. Der Block in Darmstadt hat rund 500 €/kW gekostet, gleiches gilt für die Bestandsblöcke in Irsching.


    Kennt jemand die Ausschreibungsergebnisse, was da genau gebaut werden soll und zu welchem Preis? Das würde mich interessieren, da dies nur als Hosenträger zum Gürtel für die ÜNBs gedacht ist, insbesondere zum Redispatch als Kompensation von zuwenig Kapazitäten von sog. Marktkraftwerken in Süddeutschland. Wie wäre es gelaufen, wenn man als Alternative die Flexprämie beim Biogas in Süddeutschland ohne Flexdeckel gegeben hätte, oder bei der letzten Revision des KWKG einen Südbonus eingführt hätte? Wäre ggf. das GuD-Projekt auf dem Gelände einer süddeutschen Raffinierie ein Erfolg geworden? Wie entwickelt sich der Strombedarf in Süddeutschland, wenn dort weniger Wärmepumpen, sondern zum Ausgleich auch mehr Brennstoffzellen installiert werden?


    Gruß,

    Gunnar