Investitionsentscheidung Biogasanlage

Fallstudie „international investment decisions“


Hausarbeit (Hauptseminar), 2011
74 Seiten, Note: 1,0

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung

2 Investition
2.1 Begriff und Arten der Investition
2.2 Investitionsentscheidungen
2.3 Ziele des Investors
2.3.1 Monetäre Ziele
2.3.2 Nicht-monetäre Ziele

3 Energiegewinnung aus Biogas
3.1 Biogas im Kontext der erneuerbaren Energien
3.2 Nutzungsmöglichkeiten von Biogas
3.3 Entstehung und Eigenschaften von Biogas
3.4 Biomasse und Substrate
3.5 Funktionsweise einer landwirtschaftlichen Biogasanlage

4 Investitionsalternativen und Anlagendimensionierung
4.1 Ausgangssituation und Investitionsalternativen
4.2 Substrataufkommen
4.3 Anlagendimensionierungen

5 Ertrags- und Erlösermittlung
5.1 Biogas- und Methanausbeuten sowie Bruttoenergiemengen
5.2 Stromerträge und Erlöse für die Netzeinspeisung
5.3 Wärmeerträge und Kosteneinsparungen durch Wärmenutzung
5.4 Gärresterträge und Düngemittelerlöse

6 Kostenermittlung
6.1 Investitionskosten
6.2 Kapitalkosten
6.2.1 Kalkulatorische Abschreibungen
6.2.2 Kalkulatorische Zinsen
6.3 Betriebsgebundene Kosten
6.3.1 Wartung und Instandhaltung
6.3.2 Versicherung
6.3.3 Prozessenergiebedarf
6.3.4 Personalkosten
6.3.5 Sonstige Kosten
6.4 Verbrauchsgebundene Kosten
6.4.1 Substratkosten
6.4.2 Zündöl-Kosten

7 Investitionsrechnungen unter Sicherheit
7.1 Statische Investitionsrechnungen
7.1.1 Kostenvergleichsrechnung
7.1.2 Gewinnvergleichsrechnung
7.1.3 Rentabilitätsvergleichsrechnung
7.1.4 Statische Amortisationsrechnung
7.2 Dynamische Investitionsrechnung
7.2.1 Kapitalwertmethode
7.2.2 Interne Zinssatz-Methode
7.2.3 Annuitätenmethode
7.3 Erstes Zwischenfazit

8 Nutzwertanalyse
8.1 Verfahren
8.2 Zielkriterien
8.2.1 Monetäre Zielkriterien
8.2.2 Nicht-monetäre Zielkriterien
8.3 Zweites Zwischenfazit

9 Investitionsentscheidung unter Unsicherheit
9.1 Korrekturverfahren
9.2 Risikoanalyse
9.3 Sensitivitätsanalyse
9.3.1 Ermittlung unsicherer Inputgrößen
9.3.2 Ergebnis der Sensitivitätsanalyse
9.4 Drittes Zwischenfazit

10 Fazit

Anhang

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Entwicklung der Anzahl Biogasanlagen (Stand: 06/2011)

Abbildung 2: Massebezogener Substrateinsatz bei Biogasanlagen

Abbildung 3: Einteilung der Substrate in Stoffgruppen

Abbildung 4: Biogas- und Methanausbeuten der Substrate

Abbildung 5: Funktionsweise Biogasanlage

Abbildung 6: Einteilung der Investitionsrechenverfahren

Abbildung 7: Jährliche Inflationsraten Deutschland

Abbildung 8: Kapitalwertermittlung 150 kW - Anlage

Abbildung 9: Kapitalwertermittlung 500 kW - Anlage

Abbildung 10: Zielsystem der Nutzwertanalyse

Abbildung 11: Anlagendimensionierung (PlanET Biogastechnik GmbH) 150 kW

Abbildung 12: Anlagendimensionierung (PlanET Biogastechnik GmbH) - 500 kW

Abbildung 13: Invest.kostenschätzung (PlanET Biogastechnik GmbH) 150 kW

Abbildung 14: Invest.kostenschätzung (PlanET Biogastechnik GmbH) 500 kW

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Substratmengen

Tabelle 2: Anlagendimensionierung

Tabelle 3: Biogas-, Methan- und Bruttoenergieausbeute

Tabelle 4: Stromerträge

Tabelle 5: Strom-Einspeisevergütung nach EEG 2012

Tabelle 6: Wärmeerträge

Tabelle 7: Wärmekosteneinsparung

Tabelle 8: Ermittlung des Gärrückstands und der Düngemittelerlöse

Tabelle 9: Investitionskosten

Tabelle 10: Kalkulatorische Abschreibung

Tabelle 11: Kalkulatorische Zinsen

Tabelle 12: Jährliche Wartungs- und Instandhaltungskosten

Tabelle 13: Jährliche Versicherungskosten

Tabelle 14: Jährliche Kosten für Eigenstromverbrauch

Tabelle 15: Jährliche Personalkosten

Tabelle 16: Jährliche sonstige Kosten

Tabelle 17: Jährliche Substratkosten

Tabelle 18: Jährliche Zündöl-Kosten

Tabelle 19: Kostenvergleichsrechnung

Tabelle 20: Gewinnvergleichsrechnung

Tabelle 21: Rentabilitätsvergleichsrechnung

Tabelle 22: Statische Amortisationsrechnung

Tabelle 23: Berechnung des internen Zinssatzes

Tabelle 24: Annuitätenberechnung

Tabelle 25: Nutzwertanalyse – Punktetabelle

Tabelle 26: Umrechnungsschlüssel Großvieheinheiten

Tabelle 27: Laborwerte zu Biogas- und Methanausbeuten

Tabelle 28: Abschreibungsübersicht Anlagenkomponenten

Tabelle 29: Substrat-Anbaukosten pro Hektar

Tabelle 30: Zahlungsreihe 150 kW – Anlage

Tabelle 31: Zahlungsreihe 500 kW - Anlage

Tabelle 32: Kapitalwertermittlung 150 kW - Anlage (tabellarisch)

Tabelle 33: Kapitalwertermittlung 500 kW - Anlage (tabellarisch)

Tabelle 34: Kapitalwerte und Versuchszinssätze 150 kW - Anlage

Tabelle 35: Kapitalwerte und Versuchszinssätze 500 kW – Anlage

Tabelle 36: Sensitivitätsanalyse (1)

Tabelle 37: Sensitivitätsanalyse (2)

Tabelle 38: Sensitivitätsanalyse (3)

Tabelle 39: Sensitivitätsanalyse (4)

1 Einleitung

Die gesellschaftlichen und politischen Bestrebungen zu einer nachhaltigen Energieversorgung wurden in den letzten Jahren immer stärker. Grund dafür sind die nachteiligen Umweltauswirkungen des Klimawandels und die zur Neige gehenden fossilen Rohstoffe. „Erneuerbare Energien“ ist das Schlagwort – sie sollen zukünftig die konventionellen Energieträger ersetzen. Eine besondere Rolle nimmt dabei die Energiegewinnung aus Biomasse ein, die insbesondere durch die Biogasproduktion eine vielversprechende Form der Energiegewinnung darstellt.[1] Dabei liegen die ökonomischen und ökologischen Vorteile der Biogasproduktion auf der Hand: Für Planer, Produzenten, Errichter und Betreiber von Biogasanlagen bietet sich ein breites Betätigungsfeld. Insbesondere für die Landwirtschaft erschließen sich neue Einkommensquellen als „Energiewirt“ oder als Erzeuger von Energiepflanzen.[2] Dabei trägt die Biogasproduktion zur Schonung der Rohstoffressourcen und einer dezentralen Energieversorgung bei.

Ziel dieser Fallstudie ist die Vorbereitung einer Investitionsentscheidung zwischen zwei sich gegenseitig ausschließenden Investitionsalternativen hinsichtlich landwirtschaftlicher Biogasanlagen. Der Landwirt als Investor steht dabei vor der Entscheidung, eine kleine 150 kW-Anlage zur ausschließlichen Vergärung von Gülle und Festmist aus der betriebseigenen Milchviehhaltung zu errichten, oder in eine größere 500 kW-Anlage, die zusätzlich den nachwachsenden Rohstoff (NawaRo) „Silomais“ mitvergärt, zu investieren. Die Entscheidung im Sinne einer ökonomischen Bewertung soll mittels ausgewählter monetärer Investitionsrechenverfahren sowie einer nicht monetären Nutzwertanalyse erfolgen.

Dem entsprechend soll im 2. Kapitel der Einstieg in das Thema durch eine allgemeine Erläuterung des Investitionsbegriffes und der Investitionsentscheidung erfolgen. Im 3. Kapitel sollen wichtige Grundkenntnisse über die Biogasentstehung und Funktionsweise einer Biogasanlage vermittelt werden. Darauf aufbauend sollen im 4. Kapitel die konkreten Biogas-Investitionsalternativen, die zur Biogasherstellung benötigten Substratmengen und die Anlagenplanungen auf der Basis von Herstellerangaben aufgezeigt werden. Dem sollen sich im 5. Kapitel Ertrags- und Erlösberechnungen und im 6. Kapitel Kostenschätzungen für die Errichtung und Betreibung der Biogasanlagen anschließen. Als Kern der Fallstudie sollen im 7. Kapitel statische und dynamische Investitionsrechnungen unter Sicherheit durchgeführt werden. Ergänzt werden diese durch eine Nutzwertanalyse im 8. Kapitel. Abschließend wird im 9. Kapitel eine Investitionsentscheidung unter Unsicherheit, insbesondere eine Sensitivitätsanalyse vorgenommen.

Die nachfolgenden Ausführungen basieren zum einen auf der Prämisse einer 100 prozentigen Finanzierung aus Eigenmitteln. Zum anderen bleiben steuerliche Gesichtspunkte bei den Berechnungen außen vor.

Wesentliche Daten dieser Arbeit basieren auf den vom Kuratorium für Technik und Bau in der Landwirtschaft e.V. (KTBL) veröffentlichen Laborwerten und Untersuchungsergebnissen. Diese finden in der Praxis eine starke Beachtung und umfassen chemische, physikalische, technische und betriebswirtschaftliche Angaben. Die Darstellung der Biogasanlagen basiert auf Angaben des Generalunternehmers PlanET Biogastechnik GmbH. Dieser bietet die schlüsselfertige Erstellung der Anlagenalternativen an.

2 Investition

2.1 Begriff und Arten der Investition

Unter einer Investition wird die Verwendung von Kapital, d.h. die längerfristige Bindung finanzieller Mittel in Vermögenswerten verstanden.[3] Hiervon betroffen ist insbesondere die Beschaffung von Bilanzaktiva (Anlagevermögen als langfristiges Vermögen in Abgrenzung zum kurzfristigen Umlaufvermögen) mit produktionswirtschaftlicher Nutzungsmöglichkeit. Formal kann die Investition als Zahlungsstrom definiert werden, der zunächst mit einer Ausgabe beginnt und einen künftigen Nutzen bzw. Netto-Einnahmen nach sich zieht.[4]

Gemäß der Bilanzgliederung nach § 266 (2) A. HGB lassen sich auch die Investitionsarten in immaterielle Investitionen (Konzessionen, Patente, Lizenzen), Sachinvestitionen (Grundstücke, Gebäude, Maschinen) und Finanzinvestitionen (Beteiligungen, Wertpapiere) gliedern.

2.2 Investitionsentscheidungen

Investitionsentscheidungen besitzen einen maßgeblichen Einfluss auf den Erfolg oder Misserfolg des Unternehmens, weil sie üblicherweise eine hohe und langfristige Kapitalbindung implizieren.[5] Auch wegen der damit einhergehenden längerfristigen Folgewirkungen und der regelmäßigen Auswirkungen auf andere Unternehmensbereiche bedarf es einer intensiven Vorbereitung, in der die späteren Konsequenzen der jeweiligen Investitionsalternativen möglichst sorgfältig beurteilt werden.[6] Eine Investitionsentscheidung impliziert immer auch eine Beurteilung über die Vorteilhaftigkeit einer Investition. Wird auf ein einzelnes Investitionsprojekt abgestellt, so handelt es um die absolute Vorteilhaftigkeit. Werden mindestens zwei Investitionsalternativen beurteilt, so wird die relative Vorteilhaftigkeit betrachtet. Erweist sich eine Investitionsalternative als relativ vorteilhaft, so kann sie gleichwohl nur dann realisiert werden, wenn auch ihre absolute Vorteilhaftigkeit gegeben ist.[7] Hauptentscheidungshilfe bei Investitionsentscheidungen ist die Investitionsrechnung, mit deren Hilfe der Zielerreichungsgrad von Investitionsalternativen analysiert werden soll.

2.3 Ziele des Investors

Die Entscheidung über die Vorteilhaftigkeit einer Investitionsalternative beruht auf einer bestimmten (subjektiven) Zielsetzung des Investors.[8] Unter Zielsetzungen werden als erstrebenswert anzusehende zukünftige Zustände verstanden, die als Ergebnis bestimmter Verhaltensweisen eintreten sollen.[9] Um herauszufinden, welche von mehreren Investitionsalternativen die optimale ist, müssen die Ziele operationalisiert werden, d.h. es bedarf einer eindeutigen Zieldefinition im Sinne einer klaren, verständlichen und differenzierenden Beschreibung.[10] Weil zumeist mehrere Ziele verfolgt werden, macht es Sinn, Zielbündel (Zielsysteme) festzulegen, die aus monetären und nicht-monetären Zielen bestehen. Diese sollen nachfolgend genauer beschrieben werden.

2.3.1 Monetäre Ziele

Monetäre Ziele haben gegenüber den nicht-monetären Zielen den Vorteil, dass sie sich stets quantifizieren lassen und mittels statischer und dynamischer Investitionsrechnungen simuliert werden können.[11]

Wichtigstes monetäres Ziel ist das langfristige Gewinnstreben. Es kann regelmäßig in Vermögensstreben (Endwertmaximierung) und Einkommensstreben (Entnahmemaximierung) untergliedert werden. Vermögensstreben zielt auf ein maximales Vermögen am Ende eines Handlungszeitraumes, welches anhand des Kapitalwertes errechnet werden kann. Schließlich bringt der Kapitalwert die Erhöhung oder Verminderung des Geldvermögens bei gegebenem Verzinsungsanspruch wertmäßig bezogen auf den Beginn des Planungszeitraumes zum Ausdruck.[12] Einkommensstreben zielt darauf ab, die Entnahme einer jeden Periode zu maximieren, welche mit der Annuitätenmethode beziffert werden kann. Die Annuität ist eine Gewinnkennzahl, die den periodischen Erfolg angibt. Als weiteres monetäres Ziel kann die Renditemaximierung gesetzt werden. Sie wird anhand der Internen-Zinsfuß-Methode gemessen.

Hierauf aufbauend werden für die Fallstudie folgende konkrete Investorenziele definiert:

- Kapitalwert 1.000.000 € bei einem Kalkulationszinssatz von 5 %
- Gewinn (Annuität) von mindestens 100.000 € im Jahr
- Rentabilität von mindestens 10 %
- Interne Verzinsung von mindestens 5 %

2.3.2 Nicht-monetäre Ziele

Die Erreichung der nicht-monetären Ziele wird außerhalb der Investitionsrechenverfahren mittels einer Nutzwertanalyse überprüft. Unter nicht-monetären Zielen werden Nutzenwerte verstanden, die nicht anhand von Ein- und Auszahlungen quantifizierbar sind und nach dem subjektiven Empfinden des Investors bestimmte Anforderungen an die vorzugswürdige Investitionsalternative zum Ausdruck bringen.[13] Der Investor verfolgt hier folgende nicht-monetäre Ziele, die rechtlicher, ökologischer und technischer Art sind:

- Garantiezeit für das Blockheizkraftwerk (BHKW) von mindestens vier Jahren
- unbürokratisches Genehmigungsverfahren
- Vorteilhafte Eigenschaften des Gärrestes – Erzielung eines geruchsarmen, homogenen und dünnflüssigen Düngers
- positive Klimabilanz
- Prozeßstabilität
- hoher Automatisierungsgrad

3 Energiegewinnung aus Biogas

3.1 Biogas im Kontext der erneuerbaren Energien

Der Klimawandel mit seinen nachteiligen Umweltauswirkungen führte in den letzten Jahren – national wie international – zu immer stärkeren politischen und gesellschaftlichen Bestrebungen nach einer nachhaltigen Energieversorgung. Die Wende in der Energiepolitik hat sich neben dem allgemeinen Klimaschutz insbesondere die Vermeidung der Entstehung von Treibhausgasen und den schonenden Umgang mit den zur Verfügung stehenden natürlichen Ressourcen bzw. fossilen Energieträgern zum Ziel gesetzt. Deshalb sieht das Energiekonzept der Bundesregierung für die Zukunft einen sukzessiven Umstieg von konventionellen Energieträgern auf erneuerbare Energien vor, welche bis zum Jahre 2050 einen Anteil am Bruttoendenergieverbrauch von 50 % und einen Anteil am Bruttostromverbrauch von 80 % haben sollen.[14]

Den größten Beitrag als regenerative Energiequelle leistet in der Bundesrepublik die Biomasse, die das Kriterium der Nachhaltigkeit in besonderem Maße erfüllt, weil sie den Vorteil einer weitgehend CO2-neutralen Energiegewinnung bietet.[15] Denn bei der Umwandlung von Biomasse in Energie wird nur so viel CO2 freigesetzt, wie vorher beim Wachstum der Pflanzen gebunden wurde. Zur Energiegewinnung kann die Biomasse verschiedenen Umwandlungsprozessen unterzogen werden, die thermochemischer (Verkohlung, Vergasung), physikalisch-chemischer (Pressung, Extraktion) oder biochemischer (Vergärung) Art sind.[16] Eine besondere Bedeutung kommt hierbei der Erzeugung von Biogas durch die Vergärung der Biomasse zu, weil Biogas speicherbar ist und zusätzlich flexible Nutzungsmöglichkeiten bietet (vgl. Kapitel 3.2).

Als wichtigstes Klimaschutzinstrument und Motor für die Forcierung erneuerbarer Energien gilt das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Mit seinem Inkrafttreten im April 2000 ist der Bau von Biogasanlagen kontinuierlich angestiegen, wobei die Novellieren des EEG in den Jahren 2004 und 2009 zu einem deutlichen Ausbau der Biogastechnologie führte.[17]

Abbildung 1: Entwicklung der Anzahl Biogasanlagen (Stand: 06/2011)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Fachverband Biogas e.V, Branchenzahlen[18]

3.2 Nutzungsmöglichkeiten von Biogas

Wie bereits angedeutet, zeichnet sich Biogas besonders durch seine Vielfalt an Nutzungsmöglichkeiten aus. Es dient durch seine Aufbereitung und Einspeisung in Erdgasnetze nicht nur als Kraftstoff und Erdgassubstitut, sondern kann mittels Kraft-Wärmekopplung in Blockheizkraftwerken (BHKW) auch zur Strom- und Wärmeerzeugung genutzt werden. Die so gewonnene elektrische und thermische Energie kann in Versorgungsnetze eingespeist oder selbst verbraucht werden. Als typische Einsatzbereiche für die aus Biogas gewonnene thermische Energie gelten in landwirtschaftlichen Betrieben die Einspeisung in ein Nahwärmenetz zur Beheizung von Wohn- und Wirtschaftsgebäuden sowie Stallungen und Tieraufzuchtplätzen und die Warmwasserbereitstellung.[19]

3.3 Entstehung und Eigenschaften von Biogas

Biogas ist ein gasförmiger Energieträger und entsteht als Stoffwechselprodukt von Bakterien bei deren anaeroben Abbau von organischen Substanzen.[20] Anaerob bedeutet, dass der Abbau der Substanzen unter Sauerstoffabschluss geschieht. An dem vierstufigen Abbauprozess, auch „Gärprozess“ oder „Vergärung“ genannt, sind unterschiedliche Bakteriengruppen beteiligt, die zunächst zur Hydrolyse, zur Versäuerung, dann zur Essigsäurebildung und schließlich zur Methanbildung beitragen.[21] Dieses auf biologischem Wege gebildete Biogas ist demzufolge ein Gasgemisch, das neben Methan als Hauptbestandteil (50 – 75 %) aus mehreren chemischen Verbindungen besteht. Dazu gehören Kohlendioxid (25 – 45 %), Wasserdampf (2 – 7 %) und geringe Anteile von Sauerstoff, Stickstoff, Ammoniak und Schwefelwasserstoff.[22]

Weil ausschließlich das Methan im Biogas Energie liefert, wird die Qualität des Biogases vor allem durch seinen Methangehalt bestimmt. Als Richtwert gilt, dass 1 m³ Methan einen Heizwert von 10 kWh besitzt. Der Methangehalt im Biogas schwankt und ist in erster Linie von den eingesetzten Substraten abhängig.

3.4 Biomasse und Substrate

Als wichtiger Energieträger stellt Biomasse gespeicherte Sonnenenergie dar, die mittels Photosynthese in organische Materie umgewandelt wurde. Der Begriff Biomasse umfasst demzufolge sämtliche Stoffe, die organischer Herkunft sind und ist in § 2 Biomasseverordnung in der ab 01.01.2012 gültigen Fassung abschließend geregelt.[23]

In der Biogaserzeugung wird die für den anaeroben Vergärungsprozess eingesetzte Biomasse als „Substrat“ bezeichnet.[24] Substrate lassen sich den drei großen Gruppen „Wirtschaftsdünger“ (z.B. Gülle, Mist, Jauche), „nachwachsende Rohstoffe (NawaRo)“ (Energiepflanzen, z.B. Getreide, Mais, Rüben, Gräser) und „Abfälle“ (Bioabfälle, Speisereste, Tierkadaver, Grünschnitt) zuordnen. In landwirtschaftlichen Biogasanlagen werden überwiegend Wirtschaftsdünger und nachwachsende Rohstoffe zur Biogasgewinnung eingesetzt.

Abbildung 2: Massebezogener Substrateinsatz bei Biogasanlagen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Koch (2009), S. 47

Bei allen eingesetzten Substraten eignet sich nur ein bestimmter Stoffanteil zur Vergärung. Da der Wasseranteil im Substrat keinen Kohlenstoff enthält, ist er zur Vergärung ungeeignet. Nur die Trockenmasse, speziell der organische Anteil der Trockenmasse, kann von den anaeroben Bakterien abgebaut und in Biogas umgewandelt werden. Die zur Vergärung geeigneten kohlenstoffreichen organischen Verbindungen sind Proteine, Fette und Kohlenhydrate.[25]

Abbildung 3: Einteilung der Substrate in Stoffgruppen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung, in Anlehnung an: Eder (2006), S.33

Den höchsten Methangehalt im Biogas erzielt die Stoffgruppe der Proteine mit 71%; Fette liefern ein Gas mit einem Methangehalt von ca. 68%. Am schlechtesten schneiden Kohlenhydrate ab, die ein Gas mit nur 50% Methananteil liefern.[26]

Daraus folgt, dass sich die unterschiedlichen Substrate hinsichtlich ihrer Vergärungseignung, ihrer Gasausbeute, ihrem Energiegehalt und des zu erzielenden Methan-Ertrags unterscheiden.[27] Abbildung 4 zeigt beispielhaft die zu erzielenden Gas- und Methanausbeuten (angegeben in Norm-m3) pro Tonne Frischmasse (FM) von typischen, zur Biogasgewinnung eingesetzten Substraten.

Abbildung 4: Biogas- und Methanausbeuten der Substrate

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an KTBL (2010); Heft 88, S. 18

3.5 Funktionsweise einer landwirtschaftlichen Biogasanlage

Eine landwirtschaftliche Biogasanlage dient der Erzeugung von Biogas durch die anaerobe Vergärung (Fermentation) von geeigneten Substraten. Im Wesentlichen besteht eine Biogasanlage aus einer Substratsammelstelle (z.B. Vorgrube für Gülle oder Fahrsilo für NawaRo’s), aus einem oder mehreren Gärbehältern (Fermenter und Nachgärer) mit angelagertem Gasspeicher, einem Gärrestlager und einem Blockheizkraftwerk (BHKW) als Gasverwertungseinheit.[28]

Die Inbetriebnahme der Biogasanlage erfolgt, indem anearobe Bakterien in die im Fermenter lagernde Biomasse eingebracht werden; man spricht vom „Impfen“ der Biomasse.[29] Mittels geeigneter Anmisch- und Einbringtechnik (Pumpen, Transport- und Förderschnecken) wird der Fermenter danach kontinuierlich mit frischen Subtraten beschickt. Wichtige Voraussetzungen für einen stabilen Gärprozess sind die kontinuierliche Durchmischung der Substrate im Fermenter sowie dessen Beheizung, damit die Bakterien optimal gedeihen.[30] Mit fortschreitender Vergärung findet eine Verflüssigung des Gärsubstrates und die Biogasproduktion statt. Das vergorene Substrat, das nach einer Verweilzeit von 50 bis 100 Tagen den Fermenter verlässt, wird einem Gärrestlager zugeführt und kann zu gegebener Zeit als hochwertiger Dünger wieder auf die landwirtschaftlichen Flächen ausgebracht oder an landwirtschaftliche Abnehmer verkauft werden.[31] Das Biogas wird in einem Gasspeicher direkt über dem Fermenter gesammelt, ggf. gereinigt und über Gasleitungen dem angeschlossenen BHKW zugeführt. Die Auslegung der BHKW-Leistung wird in Kilowatt (kW) angegeben und hängt von der zugeführten Substrat- und der daraus produzierten Biogasmenge ab.[32] Im BHKW wird das Biogas mittels einer Kraft-Wärmekopplung in elektrische Energie (Strom) und thermische Energie (Wärme) umgewandelt. Der produzierte Strom kann zu einem geringen Anteil zur Eigenstromversorgung der Biogasanlage genutzt werden; der weitaus größere Teil des Stroms wird in das öffentliche Stromnetz eingespeist und über das EEG vergütet. Die als Nebenprodukt anfallende Abwärme wird teilweise zur Beheizung des Fermenters genutzt. Mit der verbleibenden Restwärme kann die Einspeisung in ein Nahwärmenetz und somit die Beheizung von angrenzenden Gebäuden erfolgen.[33]

In Abbildung 5 sind die Stoff- und Energieströme einer landwirtschaftlichen Biogasanlage anschaulich dargestellt.

Abbildung 5: Funktionsweise Biogasanlage

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: http://solar-deutschland.info/assets/images/Biogasanlage.jpg, Abrufdatum: 01.12.2011

4 Investitionsalternativen und Anlagendimensionierung

4.1 Ausgangssituation und Investitionsalternativen

Ausgangssituation ist ein bereits bestehender landwirtschaftlicher Betrieb (Einzelunternehmung) mit 320 Rindern für den Milchviehbetrieb. Der bei der Milchviehhaltung anfallende Wirtschaftsdünger (Gülle und Festmist) soll jeweils in einer noch zu errichtenden landwirtschaftlichen Biogasanlage vergoren werden.

Das in den Anlagen erzeugte Biogas soll in jedem Fall mittels Kraft-Wärmekopplung in einem angeschlossenen BHKW in Wärme und Strom umgewandelt werden. Der Strom soll jeweils zur Gänze in das Stromnetz eingespeist werden. Für die Nutzung der Abwärme besteht ein Wärmenutzungskonzept, das vorsieht, die Wohn- und Wirtschaftsgebäude mit einer Nutzfläche von insgesamt 1.000 m2 zu beheizen. Der Gärrest soll als hochwertiger Dünger an landwirtschaftliche Abnehmer verkauft werden.

Der Investor steht vor folgenden Investitionsalternativen:

1. Alternative: Bei der ersten Investitionsalternative wird ausschließlich Gülle und Festmist aus der Rinderhaltung vergoren. Insofern wird eine kleine Biogasanlage mit einer installierten elektrischen Leistung von 150 kW errichtet.
2. Alternative: Bei der zweiten Investitionsalternative wird die Errichtung einer wesentlich größeren 500 kW-Biogasanlage erwogen. Diese zeichnet sich dadurch aus, dass zusätzlich zu der Gülle und dem Festmist aus der Rinderhaltung auch NawaRo’s mitvergoren werden sollen. Hintergrund ist die Überlegung, dass die Cofermentation von NawaRo‘s wegen ihrer höheren Biogas- und Methanausbeute oftmals wirtschaftlicher ist als die ausschließliche Vergärung von Wirtschaftsdüngern.

Im Hinblick auf diese Investitionsalternativen gilt es nun, die Dimensionierung der wesentlichen Anlagenbestandteile (Fermenter-Volumen, Nächgärer-Volumen, Gärrestlager-Volumen und Leistung des BHKW) genau auf das geplante Substrataufkommen und dessen Gasausbeute abzustimmen. Nur durch eine volle Auslastung aller Anlagenkomponenten kann später die Wirtschaftlichkeit der Anlagen gewährleistet werden.

4.2 Substrataufkommen

Zur Ermittlung des jährlichen Gülle- und Mistaufkommens wird der Viehbestand des landwirtschaftlichen Betriebes in normierte Großvieheinheiten (GVE) umgerechnet.[34] Dies ist dem Umstand geschuldet, dass der jährliche Anfall von Exkrementen bei kleineren bzw. jüngeren Tieren geringer ist als bei ausgewachsenen Tieren. Nach dem Umrechnungsschlüssel der KTBL ergeben sich aus 320 Rindern verschiedenen Alters 330 GVE (vgl. Tabelle 26 im Anahng).[35] Pro GVE ist mit einem jährlichen Gülleanfall von 20 t und einem jährlichen Mistanfall von 11 t zu rechnen.[36]

Bei der zweiten Alternative sollen zusätzlich 7.000 Tonnen Silomais von einem benachbarten Landwirt bezogen und zur Cofermentation eingesetzt werden. Es ergeben sich für beide investitionsalternativen folgende Substratmengen:

Tabelle 1: Substratmengen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an KTBL (2009), S.68, S.69

4.3 Anlagendimensionierungen

Ausgehend von dem geplanten Substrataufkommen und unter Berücksichtigung der nachfolgend genannten Berechnungsweisen gilt für die Dimensionierung der wesentlichen Biogasanlagen-Komponenten (Fermenter, Nachgärer, Gärrestlager) sowie für die Leistung des BHKW folgendes:

Das Fermenter- und Nachgärer-Volumen errechnet sich jeweils überschlägig aus der täglich zugeführten Substratmenge (in t) und der durchschnittlichen Verweilzeit im Fermenter bzw. Nächgärer. Hierbei ist zu beachten, dass 1 t Substrat im Fermenter (Nachgärer) 1 m3 Substrat entspricht.[37]

Die Berechnung des Gärrestlager-Volumens erfolgt in der Weise, dass die einzelnen jährlichen Substratmengen (in t) mit einem spezifischen Fugatfaktor multipliziert und anschließend addiert werden. Der Fugatfaktor ist ein Faktor zur Bestimmung des substratspezifischen Abbaugrades.

Für die Berechnung der BHKW-Leistung gelten grundsätzlich folgende Zusammenhänge: Das BHKW soll 24 Stunden am Tag betrieben werden. Abzüglich Stillstandszeiten für Wartungsarbeiten ergibt sich eine durchschnittliche Betriebsdauer von 8030 Stunden im Jahr bzw. 22 Stunden am Tag. In Abhängigkeit von der täglichen Substratmenge, ihrer täglichen Methanausbeute und des individuellen elektrischen Wirkungsgrades des BHKW ergibt sich eine täglich produzierte Strommenge gemessen in kWhel. Diese muss durch die durchschnittlichen täglichen Betriebsstunden geteilt werden.[38]

Nachfolgende Tabelle zur Anlagendimensionierung beruht auf diesen Berechnungsweisen, ferner auf der Konzeption eines führenden Generalunternehmers für den Bau von Biogasanlagen, der PlanET Biogastechnik GmbH, mit Sitz in Vreden. Die entsprechenden Unterlagen befinden sich im Anhang unter den Abbildungen 11 und 12.

Tabelle 2: Anlagendimensionierung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

5 Ertrags- und Erlösermittlung

Nachdem der Input in Form von Substratmengen und die Dimensionierung der Biogasanlagen-Alternativen feststehen, kann nunmehr eine mengenmäßige Ertrags- und anschließende Erlösermittlung im Hinblick auf den Output stattfinden. Dieser besteht in elektrischer Energie (Strom) sowie – als Neben- oder Koppelprodukte – in thermischer Energie (Wärme) und Gärresten.[39] Eine sinnvolle Verwertung der Endprodukte ist für eine wirtschaftliche Biogaserzeugung ebenfalls unabdingbar. Die laufenden Erlöse setzen sich zusammen aus der Einspeise-Vergütung für den produzierten Strom, aus den Kosteneinsparen für die genutzte Wärmemenge und aus den erzielbaren Absatzpreisen für die produzierte Wärme.

5.1 Biogas- und Methanausbeuten sowie Bruttoenergiemengen

Um später die produzierte Strom- und Wärmemenge ermitteln zu können, muss zunächst die Biogas- und Methanausbeute bei der Vergärung bekannt sein. Diese ist substratspezifisch, richtet sich nach den jeweiligen organischen Trockenmasse-Anteilen der Substrate und kann nach den Angaben der KTBL in Tabelle 27 im Anhang berechnet werden. In der folgenden Tabelle 3 ergibt sich eine Methanausbeute für die 150 kW-Anlage in Höhe von 303.724 Nm3 und für die 500 kW-Anlage in Höhe von 1.049.854 Nm3. 1 m3 Methan besitzt einen Heizwert (Bruttoenergiewert) von 10 kWh. Daraus ergibt sich die jährliche Bruttoenergiemenge (kWh) in Höhe von 3.037.238 kWh bzw. 10.498.538 kWh.

Tabelle 3: Biogas-, Methan- und Bruttoenergieausbeute

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an KTBL (2010), Heft 88, S. 18, S.19

5.2 Stromerträge und Erlöse für die Netzeinspeisung

Ausschlaggebend für die Ermittlung der Stromerträge ist jeweils der elektrische Wirkungsgrad des zur Verwertung des Biogases eingesetzten BHKW’s. Die Höhe dieses Wirkungsgrades variiert bei den Investitionsalternativen aufgrund der unterschiedlichen Motoren leicht; Zündstrahlmotoren besitzen vor allem im unteren Leistungsbereich einen höheren elektrischen Wirkungsgrad (40%, 1. Investitionsalternative) als Gas-Otto-Motoren (38%, 2. Investitionsalternative).

Wird nun die errechnete Bruttoenergie mit dem jeweiligen elektrischen Wirkungsgrad des BHKW multipliziert, so besteht das Ergebnis in der erzeugten Strommenge (kWhel). Mit einer jährlichen Strommenge von knapp 4 Mio kWhel beträgt die Stromproduktion der 500 kW-Anlage mehr als das 3-fache der 150 kW-Anlage, wie nachfolgende Tabelle 4 zeigt.

Tabelle 4: Stromerträge

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene Darstellung

Für die Ermittlung der Stromerlöse muss auf das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in der ab 01.01.2012 geltenden Fassung abgestellt werden. Schließlich wird die Inbetriebnahme und erste Stromeinspeisung der Vorzugsvariante erst im Jahre 2012 erfolgen. Das EEG 2012 garantiert sowohl die vorrangige Abnahme als auch eine dort näher geregelte Einspeisevergütung seitens des Netzbetreibers. Gemäß § 21 (2) EEG 2012 sind die Vergütungen jeweils für die Dauer von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres zu zahlen. Die konkrete Vergütung errechnet sich aus der Addition von Grundvergütung gemäß § 27 (1) EEG 2012 und erhöhter Vergütung nach Einsatzstoffklassen gemäß § 27 (2) EEG 2012. Sowohl Grundvergütung als auch erhöhte Vergütung sinken mit zunehmender Anlagengröße (Vergütungsdegression). Die erhöhte Vergütung für Verwendung von Einsatzstoffen der Klassen I und II wird anteilig gewährt. Der nachfolgenden Tabelle 5 lassen sich die genauen Vergütungshöhen und die daraus resultierenden Stromerlöse entnehmen.

Tabelle 5: Strom-Einspeisevergütung nach EEG 2012

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

5.3 Wärmeerträge und Kosteneinsparungen durch Wärmenutzung

Ausschlaggebend für die Ermittlung der Wärmerträge als Nebenprodukt der Verstromung ist jeweils der thermische Wirkungsgrad des zur Verwertung des Biogases eingesetzten BHKW’s. Die Höhe dieses Wirkungsgrades variiert bei den Investitionsalternativen leicht; 40% bei der 1. Investitionsalternative und 42% bei der 2. Investitionsalternative.

Wird nun die errechnete Bruttoenergie mit dem jeweiligen thermischen Wirkungsgrad des BHKW multipliziert, so besteht das Ergebnis in der erzeugten Wärmemenge (kWhth). Mit einer jährlichen Wärmemenge von annähernd 4,5 Mio kWhth beträgt die Wärmeproduktion der 500 kW-Anlage etwa das 3,5-fache der 150 kW-Anlage, wie nachfolgende Tabelle 6 zeigt.

Tabelle 6: Wärmeerträge

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die bei der Stromerzeugung entstehende Wärme wird zunächst zur Deckung des Eigenwärmebedarfs in der Biogasanlage verwendet. In den seltensten Fällen lässt sich jedoch für die verbleibende Überschusswärme eine Vergütung erzielen. Sie wird jedoch oftmals im landwirtschaftlichen Betrieb zur Beheizung von Wohn- und Wirtschaftshäusern oder zur Trocknung von Heu und Holzhackschnitzeln verwendet.[40] Bei der Planung von Biogasanlagen sind deshalb schon Überlegungen zur Wärmenutzung anzustellen.

Dementsprechend wird hier für beide Biogas-Investitonsalternativen angenommen, dass 20 % der nutzbaren thermischen Energie zur Beheizung des Fermenters benötigt wird. Mit der verbleibenden Abwärme soll die Beheizung der Wohn- und Wirtschaftsgebäude des Anlagenbetreibers mit einer Gesamtfläche von 1.000 m2 erfolgen und so einen fossilen Brennstoff ersetzen. Bei einem angenommenen Wärmebedarf von 140 kWhth pro Jahr und Quadratmeter ergibt sich bei einer Fläche von 1.000 m2 ein Wärmeverbrauch von 140.000 kwh.[41] Als Substitutionswert für das eingesparte Heizöl können 0,06 €/kWhtherm angesetzt werden. Somit ergibt sich ausweislich der nachfolgenden Tabelle 7 eine jährliche Heizölkosten-Ersparnis in Höhe von 8.400€, die in die nachfolgenden Investitionsrechnungen (vgl. Kapitel 7) einfließen, indem sie dort mit Erträgen gleichgesetzt werden.

Tabelle 7: Wärmekosteneinsparung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

5.4 Gärresterträge und Düngemittelerlöse

Die Berechnung der Gärresterträge als mengenmäßige Outputgröße ist insofern wichtig, als dass die vergorenen Substratmengen als hochwertiger und nährstoffreicher Dünger an landwirtschaftliche Abnehmer verkauft werden können. Die Nährstoffe gehen bei der Vergärung nämlich nicht verloren, sondern liegen vielmehr als Gärreste hochkonzentriert und geruchsarm in fließfähiger Form vor. Die Gärreste können insofern einen herkömmlichen und umweltschädlichen Mineraldünger substituieren.[42]

Zur Ermittlung der Gärrestmengen werden für beide Investitionsalternativen die einzelnen jährlichen Substratmengen (in t) mit einem spezifischen Fugatfaktor multipliziert und anschließend aufaddiert. Der Fugatfaktor ist ein Faktor zur Bestimmung des substratspezifischen Abbaugrades.[43]

Der Düngemittelerlös des Gärrestes hängt neben den Mengen von seinem Nährstoffgehalt (N,P,K) und den aktuellen Nährstoffpreisen ab. Unter zusätzlicher Berücksichtigung geringfügiger Aufbereitungskosten kann ein Düngemittelerlös von 2,00 €/m3 angesetzt werden. In der nachfolgenden Tabelle 8 werden sowohl die Gärrückstände als auch die Düngemittelerlöse ermittelt.

Tabelle 8: Ermittlung des Gärrückstands und der Düngemittelerlöse

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

6 Kostenermittlung

In Vorbereitung einer qualifizierten Beurteilung der Investitionsentscheidung sollen in diesem Kapitel unabhängig von späteren Investitionsrechenverfahren zunächst alle relevanten Kostenpunkte einzeln ermittelt werden. Sie lassen sich für die späteren Berechnungen in fixe Kosten (produktionsunabhängig: Abschreibungen, Zinsen, Versicherung) und in variable Kosten (produktionsabhängig: Löhne, Substratkosten, Kosten für Wartungen und Reparaturen, für Laboranalysen, Kosten für Eigenstromverbrauch) einteilen.[44]

6.1 Investitionskosten

Die in Kapitel 4 vorgeschlagenen Anlagendimensionierungen ziehen Investitionskostenschätzungen der PlanET Biogastechnik GmbH nach sich, wie sie in Tabelle 9 für beide Anlagen-Alternativen nach den wichtigsten Kostengruppen (bauliche Anlagen, technische Ausrüstung, Blockheizkraftwerk und Planung/Inbetriebnahme) aufbereitet werden. Die entsprechenden Unterlagen befinden sich im Anhang in den Abbildungen 13 und 14.

Tabelle 9: Investitionskosten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Investitionskostenabschätzung der Firma PlanET Biogastechnik

6.2 Kapitalkosten

Unter Kapitalkosten (oder: Kapitaldienstkosten) werden kalkulatorische Abschreibungen und kalkulatorische Zinsen verstanden.[45] Für alle nachfolgenden Berechnungen wird angenommen, dass am Ende der Nutzungsdauer kein Rest- bzw. Liquidationserlös und auch keine Abrisskosten entstehen.

6.2.1 Kalkulatorische Abschreibungen

Unter dem Begriff „Abschreibung“ ist die erfolgswirksame Verteilung der Anschaffungskosten eines abnutzbaren Investitionsobjektes über dessen Nutzungsdauer zu verstehen. Bedingt durch technischen Verschleiß und Veralterung soll mit Hilfe der Abschreibung der Werteverzehr bzw. der periodische Verbrauch des Investitionsobjektes dargestellt werden.[46] Kalkulatorische Abschreibungen sind Fixkosten und werden aus der Investitionsauszahlung und der Nutzungsdauer errechnet.[47] Um die Nutzungsdauer zu bestimmen, kann die amtliche Abschreibungstabelle als Orientierung dienen, die allerdings für die verschiedenen Anlagenkomponenten unterschiedliche Nutzungsdauern vorsieht (Tabelle 28 im Anhang).[48] Zur ökonomischen Bewertung der Biogasanlagen wird in der Literatur oft vereinfachend von einer einheitlichen Nutzungsdauer der gesamten Biogasanlage über 16 Jahre ausgegangen.[49]

Diesem Beispiel folgend sollen in Tabelle 10 die beiden Investitionsalternativen ebenfalls über 16 Jahre (Abschreibungssatz von 6,25 %) linear abgeschrieben werden.

[...]


[1] Vgl. Kaltschmitt (2001), S.6

[2] Vgl. Anspach (2010), S.2

[3] Vgl. Becker (2009), S. 37; vgl. Hoffmeister (2008), S.15

[4] Vgl. Blohm (2006), S.1, vgl. Seicht (2008), S.1, vgl. Walz (2009), S.23

[5] Vgl. Blohm (2006), S.2

[6] Vgl. Kruschwitz (2000), S.1

[7] Vgl. Walz (2009), S.25

[8] Vgl. Walz (2009), S.9

[9] Vgl. Walz (2009), S.9

[10] Vgl. Kruschwitz (2000), S.9

[11] Vgl. Kruschwitz (2000), S.10

[12] Vgl. Blohm (2006), S.51

[13] Vgl. Seicht (2001), S.386, S.389

[14] Vgl. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), Das Energiekonzept der Bundesregierung 2010 und die Energiewende 2011, http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/energiekonzept_bundesregierung.pdf, Abrufdatum 07.11.2011

[15] Vgl. Eder (2006), S. 9

[16] Vgl. Kaltschmitt (2001), S. 3

[17] Vgl. Anspach (2010), S.26

[18] Vgl. http://www.biogas.org/edcom/webfvb.nsf/id/DE_Branchenzahlen/$file/11-05-30_Biogas%20Branchenzahlen%202010_final.pdf, Abrufdatum 09.11.2011

[19] Vgl. Kaltschmitt (2001), S.51

[20] Vgl. Eder (2006), S.19

[21] Vgl. Eder (2006), S.19

[22] Vgl. Kaltschmitt (2001), S.676

[23] Vgl. Kaltschmitt (2001), S.2

[24] Vgl. Weise (2010), S.XII

[25] Vgl. Eder (2006), S.8

[26] Vgl. Eder (2006), S.34

[27] Vgl. Eder (2006), S.7, vgl. Philipp (2006), S.13

[28] Vgl. Philipp (2006), S.15

[29] Vgl. König (1985), S.85

[30] Vgl. Eder (2006), S.23

[31] Vgl. Görisch (2007), S.39

[32] Vgl. Eder (2006), S.159)

[33] Vgl. Anspach (2009), S. 38

[34] Vgl. Anspach (2010), S.76

[35] Vgl. KTBL, Online-GV-Rechner, http://daten.ktbl.de/gvrechner/gvHome.do#start, Abruf, 06.12.2011

[36] Vgl. KTBL (2009), S.68, S.69

[37] Vgl. Eder (2006), S.159

[38] Vgl. Görisch (2006), S.49

[39] Vgl. Anspach (2010), S.72

[40] Vgl. Koch (2009), S.119; vgl. Görisch (2007), S.90

[41] Vgl. Koch (2009), S.35

[42] Vgl. Eder (2006), S.15, vgl. Görisch (2007), S. 55

[43] Vgl. Koch (2006), S.54, vgl. Anspach (2010), S. 212

[44] Vgl. Hoffmeister (2008), S.37

[45] Vgl. Mensch (2002), S.45

[46] Vgl. Becker (2009), S.42

[47] Vgl. Mensch (2002), S.45

[48] Vgl. http://www.bundesfinanzministerium.de/nn_96040/DE/Wirtschaft__und__Verwaltung/Steuern/

Veroeffentlichungen__zu__Steuerarten/Betriebspruefung/AfA-Tabellen/005.html, Abruf 02.12.2011

[49] Vgl. Eder (2006), S.171; http://www.steuernetz.de/aav_steuernetz/steuern/afa/8.xhtml , Abrufdatum: 02.12.2011

Ende der Leseprobe aus 74 Seiten

Details

Titel
Investitionsentscheidung Biogasanlage
Untertitel
Fallstudie „international investment decisions“
Hochschule
BA Hessische Berufsakademie
Veranstaltung
International Investment Decisions
Note
1,0
Autor
Jahr
2011
Seiten
74
Katalognummer
V187828
ISBN (eBook)
9783656117445
ISBN (Buch)
9783656131540
Dateigröße
3766 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Investitionsentscheidung, Fallstudie, Unternehmensfinanzierung, international investment decision, Investitionsrechnung, Nutzwertanalyse, dynamische Investitionsrechnungen, statische Investitionsrechnungen, erneuerbare Energien, Biogas, Biogasanlage, landwirtschaftliche Biogasanlage, Fermentation, Vergärung, Kapitalwert, Kostenvergleichsrechnung, Gewinnvergleichsrechnung, Rentabilitätsvergleichsrechnung, Amortisationszeit, interner Zinsfuß, Barwert, Abzinsung, Blockheizkraftwerk, BHKW, Methan
Arbeit zitieren
Anne-Cathrin Schöler (Autor), 2011, Investitionsentscheidung Biogasanlage, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/187828

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