Digitale Lösungen zur Massenbilanzierung, Rechtliche Entwicklungen im EEG, Neuerungen und Herausforderungen bei der SURE-Zertifizierung und vieles mehr wurde beim diesjährigen EEG-Exzellenznetzwerk unter Branchenvertretern diskutiert.
Der Weiterbetrieb vieler Biogasanlage steht auf Messers Schneide, einige Anlagebetreiber haben ihre Anlagen bereits stillgelegt. Zwar kann durch Teilnahme an der Ausschreibung eine Anschlussförderung in Anspruch genommen werden, jedoch reicht diese für den lukrativen Weiterbetrieb der Anlagen in vielen Fällen nicht aus. Regelmäßig werden das Erneuerbare-Energien-Gesetz und weitere Rahmenbedingungen wie etwa die Nachhaltigkeitszertifizierung verändert oder durch zusätzliche Anforderungen (Einhaltung Treibhausgaswert) ergänzt – nur eine wirkliche Verbesserung und Trendwende für Anlagenbetreiber blieb bisher aus.
Dementsprechend gab es beim diesjährigen Exzellenznetzwerk auch ausreichend Stoff für Diskussion und Austausch.
DBFZ – mittel- bis langfristige Steigerung der Konkurrenz um verfügbare Biomasse
Laut dem Deutschen Biomasseforschungszentrum (DBFZ) wird ca. die Hälfte der verfügbaren Flächen in Deutschland landwirtschaftlich genutzt, davon 80% für den Nahrungs- und Futtermittelanbau und 15% für nachwachsende Rohstoffe. Die energetische Nutzung (~90%) übersteigt dabei die stoffliche (~10%) bei Weitem (siehe dazu auch die Ressourcendatenbank des DBFZ). Im Zeitraum 2000 - 2020 stieg das Rohholzaufkommen weiterhin deutlich an, wobei sich der Rohholzverbrauch zur Energiegewinnung mehr als verdoppelt hat. Im Rahmen der Entwicklung der Nationalen Biomassestrategie (NABIS) ist bereits deutlich geworden, dass die Anbaumasse zur Energieerzeugung nicht erweitert, sondern vielmehr auf Rest- und Abfallstoffe gesetzt werden soll. Stroh und Grüngut bergen hierbei die meisten Potenziale. Im Hinblick auf die zu erwartende steigende Konkurrenz um Biomasse ist ein zielgerichteter Einsatz von Biomasse unverzichtbar, Stoffströme müssen definiert und gelenkt, mehr Kreislaufwirtschaft vorangetrieben und Importstrategien für Biomasse konkretisiert werden.
Fachverband Biogas – Biogas könnte 10% des inländischen Gasbedarfs decken
Der Fachverband Biogas sieht im bisherigen Entwurf der NABIS wenig konkrete inhaltliche Vorgaben, keine Abstimmung auf energiepolitische Ziele und eine starke ideologische Prägung. Somit ist die NABIS bisher leider nicht der innovative Signalgeber, den sich viele Branchenteilnehmer wünschen. Vielmehr ist die Integration von Biogas in die Kraftwerkstrategie (KWS) als günstige Flex-Option (im Vergleich zu H2-Kraftwerken) zu forcieren und die Nutzung des bestehenden Biogasanlagenparks als Backup zu PV- und Windanlagen zur Deckung der Residuallast zu fördern.
Für den Fachverband wichtige Lösungsansätze:
Dena Biogasregister – Rückblick auf die Nachweissaison 2023
Bei gleichbleibend hohen Nutzer- und Einbuchungszahlen blickt das dena-Biogasregister auf eine ruhige Nachweissaison zurück. Auch das Zusammenspiel der Nachweisführung mit der Nachhaltigkeit hat sich offenbar bei der Mehrheit der Akteure eingepegelt. Zwar gab es 2023 kaum Anlagenzubau, aber es herrscht ein sehr hoher Planungsstand: Es bestehen mehr als 100 Netzanschlussbegehren, deren Umsetzung aufgrund von Verzögerungen bei den Netzbetreibern und Änderungen des Preisgefüges jedoch fraglich ist.
Das Gesamtproduktionsvolumen von Biomethan ist in Deutschland relativ konstant, der Transfer von Biomethan aus anderen Ländern ist dagegen stark gestiegen: von 30 GWH in 2020 auf 3.731 GWh in 2023. Auch wenn der Haupteinsatz von Biomethan konstant im EEG stattfindet, nehmen die Mengen im Wärme- und Kraftstoffsektor sowie im Emissionshandel (ETS) und der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD) durch regulatorische Ansätze stetig zu und ein höherer Biomethanverbrauch ist zukünftig zu erwarten.
Europäische Transfers von Gasmengen werden durch den wegfallenden massenbilanziellen Nachweis an der Grenzkuppelstelle zusätzlich vereinfacht und gefördert: Laut Durchführungsverordnung (EU) 2022/996 wird für gasförmige Brennstoffe das EU-Verbundsystem als einziges Massenausgleichssystem angesehen. Im Emissionshandel kann der Biomasseanteil von Biomethan im Emissionsbericht abgezogen werden, wenn die Anforderungen gemäß EBeV 2023 erfüllt sind und ein Nachhaltigkeitsnachweis vorliegt. Für EEG-Biomethan-BHKWs wurde von der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) klargestellt, dass in einem solchen Fall kein gesonderter Nachweis erforderlich ist, da das EEG die Anforderungen an die Nachhaltigkeit umsetzt.
Clearingstelle – aktuelle Entscheidungen und offener Verfahren
Die Clearingstelle stellte abgeschlossene Verfahren zum Thema Flex-Prämie und Güllebonus vor. Dabei beleuchtet der Hinweis 2023/11-VI ausführlich die Ermittlungsgrundlage der Flex-Prämie und kommt zu dem Schluss, dass die erzeugten Strommengen für alle Anlagen die Basis bilden. Das Votum 2022/27-IV beschäftigt sich mit dem endgültigen Entfallen des Güllebonus, wenn die Voraussetzungen zeitweise nicht erfüllt wurden. Offene Verfahren bestehen aktuell z.B. zum Umgang mit Maisgemischen (Ackerbohne etc.) bei der Berechnung des Maisdeckels und der ‚richtigen‘ Bilanzierung zwischen SURE-zertifizierten Mengen im Nabisy und den in das dena-Biogasregister eingepflegten Mengen.
Maslaton Rechtsanwaltsgesellschaft – Rechtliche Entwicklung im EEG und Herausforderungen
Bei der unentgeltlichen Abgabe von Wärme, beispielsweise an Rohstofflieferanten, ist Vorsicht geboten: Es droht eine Klage wegen Steuerhinterziehung, da der Wert der Wärme berücksichtigt und versteuert werden muss. Der Verkauf von Wärme hingegen birgt derzeit im Hinblick auf das Gebäudeenergiegesetz (GEG) und das Wärmeplanungsgesetz (WPG) großes Potential. Beide Gesetze müssen in allen Neubaugebieten berücksichtigt werden, somit haben Anlagenbetreiber eine gute Verhandlungsbasis gegenüber den Gemeinden, wenn es um den Verkauf von Biomassewärme geht.
Eine weitere gute Nachricht für Anlagenbetreiber ist, dass laut mehreren Urteilen (z.B. 4 O 1049/17 (LG Kassel), 3 O 118/22 (LG Stade), 015 O 107/19 (LG Münster)) der ORC-Bonus auf den gesamten erzeugten Strom einer Anlage mit ORC-Modul ausgezahlt werden muss.
GUTcert – Aktuelle Neuerungen und Herausforderungen bei der SURE-Zertifizierung
Derzeit gibt es zahlreiche Änderungen im Bereich der SURE-Zertifizierung. Die Nutzung der UDB ist seit Januar 2024 für flüssige und gasförmige Biokraftstoffe verpflichtend, aufgrund technischer Probleme jedoch noch nicht möglich. Für die THG-Berechnung ist zu beachten, dass die Werte aus der Durchführungsverordnung (EU) 2022/996 die alte Liste der EU-KOM abgelöst haben.
Auch bezüglich der Nachhaltigkeitszertifizierungen im Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) und Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) gibt es einige Neuerungen zu beachten, beispielsweise wann Anlagen zertifizierungspflichtig sind. Problematisch ist jedoch, dass die erneuerbare Energien Richtlinie – RED II und das BEHG verschiedene Regelungen bezüglich der Zertifizierungspflicht vorweisen und das BEHG eigene Anforderungen an die THG-Einsparung hat. Bis Ende des Jahres sollen die SURE-Nachhaltigkeitsnachweise für TEHG- und BEHG-Anlagen zum Download zur Verfügung stehen.
Die Durchführungsverordnung zur Wasserstoffzertifizierung ist noch nicht in Kraft, Vorzertifizierungen sind jedoch schon möglich und einige Systemgeber bieten bereits Trainings dazu an. Auch die GUTcert steht bereits in den Startlöchern: Anfragen zu Wasserstoffzertifizierungen können an Andre Klunker oder Frieda Becker gestellt werden.
Die RED III muss bis zum 21.05.2025 umgesetzt werden. Darin soll Forstbiomasse weiterhin als erneuerbar anerkannt bleiben, aber strengeren Anforderungen an die Nachhaltigkeit unterliegen. Eine THG-Minderung wird für alle Anlagen notwendig und die Nachweispflicht für Anlagen, die feste Biomasse nutzen, schon ab 7,5 MW Gesamtfeuerungswärmeleistung relevant.
ARCANUM – THG-Berechnungen für Biogasanlagen gemäß RED
Im Zuge der Implementierung der RED III ergaben sich Änderungen bei der THG-Berechnung. Wichtig ist hierbei, dass THG-Minderung nun auch für Bestandsanlagen nötig wird. Wichtige Änderungen sind zudem, dass die NUTS-Werte nur noch für die Ernte 2023 genutzt werden dürfen. Zudem dürfen nur noch länderspezifische Emissionsfaktoren für Netzstrom und nicht mehr die des EU-Strommix genutzt werden, was sich nachteilig für deutsche Nutzer auswirkt (388 g CO2-Äq./kWh statt 298 CO2-Äq./kWh). Eine kombinierte Verwendung individueller Werte und disaggregierter Standardwerte ist möglich, allerdings beinhaltet die RED III keine disaggregierten Standardwerte, sie sind nur in der RED II zu finden. Die Werte der Emissionsfaktoren sind weiterhin der Durchführungsverordnung (EU) 2022/996 zu entnehmen, es wurden außerdem wissenschaftliche Literaturquellen und anerkannte Datenbanken vorgestellt. Die Berechnung eigener THG-Werte, etwa aufgrund von eigenen Gasanalysen, ist ebenfalls weiterhin möglich.
agriportance - Digitale Lösungen zur Massenbilanzierung gemäß RED
Das Unternehmen agriportance für Dienstleistungen im Bereich Biomethan und LCO2 bietet unter anderem Softwarelösungen für Nachhaltigkeitszertifizierung etc. an. Im Vortrag wurden die Potentiale verschiedener nachwachsender Rohstoffe, von Abfall und Reststoffen anhand der jeweils anzulegenden Treibhausgaswerte und des aktuellen Preises pro Megawattstunde aufgezeigt. Besonders lukrativ ist Gülle, da ein negativer Emissionswert angelegt werden kann. Wichtig ist dabei, die Massenbilanz ordentlich zu führen, da hier die Anforderungen zukünftig noch steigen werden. Sie muss zahlreiche Daten enthalten und nachverfolgbar sein. Zukünftig wird dadurch auch gewährleistet, dass die Einträge in Nabisy und der UDB deckungsgleich sind. Dabei soll die Komplexität des Marktes abgedeckt werden und auch für Auditierende prüfbar sein. Die digitale Führung der Massenbilanz bietet das Potenzial, den Prozess zu vereinfachen und weniger fehleranfällig zu gestalten.
Ansprechperson
Fragen beantworten gerne Saskia Wollbrandt oder Theresa Lukassowitz.
Der Weiterbetrieb vieler Biogasanlage steht auf Messers Schneide, einige Anlagebetreiber haben ihre Anlagen bereits stillgelegt. Zwar kann durch Teilnahme an der Ausschreibung eine Anschlussförderung in Anspruch genommen werden, jedoch reicht diese für den lukrativen Weiterbetrieb der Anlagen in vielen Fällen nicht aus. Regelmäßig werden das Erneuerbare-Energien-Gesetz und weitere Rahmenbedingungen wie etwa die Nachhaltigkeitszertifizierung verändert oder durch zusätzliche Anforderungen (Einhaltung Treibhausgaswert) ergänzt – nur eine wirkliche Verbesserung und Trendwende für Anlagenbetreiber blieb bisher aus.
Dementsprechend gab es beim diesjährigen Exzellenznetzwerk auch ausreichend Stoff für Diskussion und Austausch.
DBFZ – mittel- bis langfristige Steigerung der Konkurrenz um verfügbare Biomasse
Laut dem Deutschen Biomasseforschungszentrum (DBFZ) wird ca. die Hälfte der verfügbaren Flächen in Deutschland landwirtschaftlich genutzt, davon 80% für den Nahrungs- und Futtermittelanbau und 15% für nachwachsende Rohstoffe. Die energetische Nutzung (~90%) übersteigt dabei die stoffliche (~10%) bei Weitem (siehe dazu auch die Ressourcendatenbank des DBFZ). Im Zeitraum 2000 - 2020 stieg das Rohholzaufkommen weiterhin deutlich an, wobei sich der Rohholzverbrauch zur Energiegewinnung mehr als verdoppelt hat. Im Rahmen der Entwicklung der Nationalen Biomassestrategie (NABIS) ist bereits deutlich geworden, dass die Anbaumasse zur Energieerzeugung nicht erweitert, sondern vielmehr auf Rest- und Abfallstoffe gesetzt werden soll. Stroh und Grüngut bergen hierbei die meisten Potenziale. Im Hinblick auf die zu erwartende steigende Konkurrenz um Biomasse ist ein zielgerichteter Einsatz von Biomasse unverzichtbar, Stoffströme müssen definiert und gelenkt, mehr Kreislaufwirtschaft vorangetrieben und Importstrategien für Biomasse konkretisiert werden.
Fachverband Biogas – Biogas könnte 10% des inländischen Gasbedarfs decken
Der Fachverband Biogas sieht im bisherigen Entwurf der NABIS wenig konkrete inhaltliche Vorgaben, keine Abstimmung auf energiepolitische Ziele und eine starke ideologische Prägung. Somit ist die NABIS bisher leider nicht der innovative Signalgeber, den sich viele Branchenteilnehmer wünschen. Vielmehr ist die Integration von Biogas in die Kraftwerkstrategie (KWS) als günstige Flex-Option (im Vergleich zu H2-Kraftwerken) zu forcieren und die Nutzung des bestehenden Biogasanlagenparks als Backup zu PV- und Windanlagen zur Deckung der Residuallast zu fördern.
Für den Fachverband wichtige Lösungsansätze:
- Anpassung der EEG-Förderung hinsichtlich der gestiegenen Betriebskosten für den Erhalt von Bestandsanlagen
- Änderung des Substratspektrums hin zu mehr ökologisch wertvollen Substraten ohne eine drastische Reduzierung klassischer Energiepflanzen (klare Definition von Abfall- & Reststoffe notwendig, um diese einsetzen zu können)
- Stärkung von Biomethan
Dena Biogasregister – Rückblick auf die Nachweissaison 2023
Bei gleichbleibend hohen Nutzer- und Einbuchungszahlen blickt das dena-Biogasregister auf eine ruhige Nachweissaison zurück. Auch das Zusammenspiel der Nachweisführung mit der Nachhaltigkeit hat sich offenbar bei der Mehrheit der Akteure eingepegelt. Zwar gab es 2023 kaum Anlagenzubau, aber es herrscht ein sehr hoher Planungsstand: Es bestehen mehr als 100 Netzanschlussbegehren, deren Umsetzung aufgrund von Verzögerungen bei den Netzbetreibern und Änderungen des Preisgefüges jedoch fraglich ist.
Das Gesamtproduktionsvolumen von Biomethan ist in Deutschland relativ konstant, der Transfer von Biomethan aus anderen Ländern ist dagegen stark gestiegen: von 30 GWH in 2020 auf 3.731 GWh in 2023. Auch wenn der Haupteinsatz von Biomethan konstant im EEG stattfindet, nehmen die Mengen im Wärme- und Kraftstoffsektor sowie im Emissionshandel (ETS) und der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD) durch regulatorische Ansätze stetig zu und ein höherer Biomethanverbrauch ist zukünftig zu erwarten.
Europäische Transfers von Gasmengen werden durch den wegfallenden massenbilanziellen Nachweis an der Grenzkuppelstelle zusätzlich vereinfacht und gefördert: Laut Durchführungsverordnung (EU) 2022/996 wird für gasförmige Brennstoffe das EU-Verbundsystem als einziges Massenausgleichssystem angesehen. Im Emissionshandel kann der Biomasseanteil von Biomethan im Emissionsbericht abgezogen werden, wenn die Anforderungen gemäß EBeV 2023 erfüllt sind und ein Nachhaltigkeitsnachweis vorliegt. Für EEG-Biomethan-BHKWs wurde von der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) klargestellt, dass in einem solchen Fall kein gesonderter Nachweis erforderlich ist, da das EEG die Anforderungen an die Nachhaltigkeit umsetzt.
Clearingstelle – aktuelle Entscheidungen und offener Verfahren
Die Clearingstelle stellte abgeschlossene Verfahren zum Thema Flex-Prämie und Güllebonus vor. Dabei beleuchtet der Hinweis 2023/11-VI ausführlich die Ermittlungsgrundlage der Flex-Prämie und kommt zu dem Schluss, dass die erzeugten Strommengen für alle Anlagen die Basis bilden. Das Votum 2022/27-IV beschäftigt sich mit dem endgültigen Entfallen des Güllebonus, wenn die Voraussetzungen zeitweise nicht erfüllt wurden. Offene Verfahren bestehen aktuell z.B. zum Umgang mit Maisgemischen (Ackerbohne etc.) bei der Berechnung des Maisdeckels und der ‚richtigen‘ Bilanzierung zwischen SURE-zertifizierten Mengen im Nabisy und den in das dena-Biogasregister eingepflegten Mengen.
Maslaton Rechtsanwaltsgesellschaft – Rechtliche Entwicklung im EEG und Herausforderungen
Bei der unentgeltlichen Abgabe von Wärme, beispielsweise an Rohstofflieferanten, ist Vorsicht geboten: Es droht eine Klage wegen Steuerhinterziehung, da der Wert der Wärme berücksichtigt und versteuert werden muss. Der Verkauf von Wärme hingegen birgt derzeit im Hinblick auf das Gebäudeenergiegesetz (GEG) und das Wärmeplanungsgesetz (WPG) großes Potential. Beide Gesetze müssen in allen Neubaugebieten berücksichtigt werden, somit haben Anlagenbetreiber eine gute Verhandlungsbasis gegenüber den Gemeinden, wenn es um den Verkauf von Biomassewärme geht.
Eine weitere gute Nachricht für Anlagenbetreiber ist, dass laut mehreren Urteilen (z.B. 4 O 1049/17 (LG Kassel), 3 O 118/22 (LG Stade), 015 O 107/19 (LG Münster)) der ORC-Bonus auf den gesamten erzeugten Strom einer Anlage mit ORC-Modul ausgezahlt werden muss.
GUTcert – Aktuelle Neuerungen und Herausforderungen bei der SURE-Zertifizierung
Derzeit gibt es zahlreiche Änderungen im Bereich der SURE-Zertifizierung. Die Nutzung der UDB ist seit Januar 2024 für flüssige und gasförmige Biokraftstoffe verpflichtend, aufgrund technischer Probleme jedoch noch nicht möglich. Für die THG-Berechnung ist zu beachten, dass die Werte aus der Durchführungsverordnung (EU) 2022/996 die alte Liste der EU-KOM abgelöst haben.
Auch bezüglich der Nachhaltigkeitszertifizierungen im Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) und Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) gibt es einige Neuerungen zu beachten, beispielsweise wann Anlagen zertifizierungspflichtig sind. Problematisch ist jedoch, dass die erneuerbare Energien Richtlinie – RED II und das BEHG verschiedene Regelungen bezüglich der Zertifizierungspflicht vorweisen und das BEHG eigene Anforderungen an die THG-Einsparung hat. Bis Ende des Jahres sollen die SURE-Nachhaltigkeitsnachweise für TEHG- und BEHG-Anlagen zum Download zur Verfügung stehen.
Die Durchführungsverordnung zur Wasserstoffzertifizierung ist noch nicht in Kraft, Vorzertifizierungen sind jedoch schon möglich und einige Systemgeber bieten bereits Trainings dazu an. Auch die GUTcert steht bereits in den Startlöchern: Anfragen zu Wasserstoffzertifizierungen können an Andre Klunker oder Frieda Becker gestellt werden.
Die RED III muss bis zum 21.05.2025 umgesetzt werden. Darin soll Forstbiomasse weiterhin als erneuerbar anerkannt bleiben, aber strengeren Anforderungen an die Nachhaltigkeit unterliegen. Eine THG-Minderung wird für alle Anlagen notwendig und die Nachweispflicht für Anlagen, die feste Biomasse nutzen, schon ab 7,5 MW Gesamtfeuerungswärmeleistung relevant.
ARCANUM – THG-Berechnungen für Biogasanlagen gemäß RED
Im Zuge der Implementierung der RED III ergaben sich Änderungen bei der THG-Berechnung. Wichtig ist hierbei, dass THG-Minderung nun auch für Bestandsanlagen nötig wird. Wichtige Änderungen sind zudem, dass die NUTS-Werte nur noch für die Ernte 2023 genutzt werden dürfen. Zudem dürfen nur noch länderspezifische Emissionsfaktoren für Netzstrom und nicht mehr die des EU-Strommix genutzt werden, was sich nachteilig für deutsche Nutzer auswirkt (388 g CO2-Äq./kWh statt 298 CO2-Äq./kWh). Eine kombinierte Verwendung individueller Werte und disaggregierter Standardwerte ist möglich, allerdings beinhaltet die RED III keine disaggregierten Standardwerte, sie sind nur in der RED II zu finden. Die Werte der Emissionsfaktoren sind weiterhin der Durchführungsverordnung (EU) 2022/996 zu entnehmen, es wurden außerdem wissenschaftliche Literaturquellen und anerkannte Datenbanken vorgestellt. Die Berechnung eigener THG-Werte, etwa aufgrund von eigenen Gasanalysen, ist ebenfalls weiterhin möglich.
agriportance - Digitale Lösungen zur Massenbilanzierung gemäß RED
Das Unternehmen agriportance für Dienstleistungen im Bereich Biomethan und LCO2 bietet unter anderem Softwarelösungen für Nachhaltigkeitszertifizierung etc. an. Im Vortrag wurden die Potentiale verschiedener nachwachsender Rohstoffe, von Abfall und Reststoffen anhand der jeweils anzulegenden Treibhausgaswerte und des aktuellen Preises pro Megawattstunde aufgezeigt. Besonders lukrativ ist Gülle, da ein negativer Emissionswert angelegt werden kann. Wichtig ist dabei, die Massenbilanz ordentlich zu führen, da hier die Anforderungen zukünftig noch steigen werden. Sie muss zahlreiche Daten enthalten und nachverfolgbar sein. Zukünftig wird dadurch auch gewährleistet, dass die Einträge in Nabisy und der UDB deckungsgleich sind. Dabei soll die Komplexität des Marktes abgedeckt werden und auch für Auditierende prüfbar sein. Die digitale Führung der Massenbilanz bietet das Potenzial, den Prozess zu vereinfachen und weniger fehleranfällig zu gestalten.
Ansprechperson
Fragen beantworten gerne Saskia Wollbrandt oder Theresa Lukassowitz.
