- Fachgebiet Energiesysteme

Freie wissenschaftliche Arbeit zur Erlangung des Grades eines Diplom-Ingenieurs an der Technischen Universität Berlin

Risiko-Absicherung bei der Beschaffung von nachwachsenden Rohstoffen für großtechnische Biogasanlagen

Fachgebiet Energiesysteme Prof. Dr. rer. pol. Georg Erdmann Institut für Energietechnik Fakultät III: Prozesswissenschaften

Eingereicht von:

cand. Ing. Wolf Thyssen

Matr.-Nr.:

207419

Anschrift:

Oranienburger Str. 39 10117 Berlin

Berlin, den 11. Mai 2007

Vorwort

Die vorliegende Diplomarbeit habe ich mit der fachlichen Betreuung der KoM-Solution GmbH Beratungssozietät mit Sitz in Berlin geschrieben. Mein Dank gilt in besonderem Maße Herrn Andreas Grübel und Herrn Axel Drenckhan, die mir mit ihrem Wissen und ihrer Erfahrung im Energiehandel und Bioenergiemarkt wertvolle Anregungen für die thematische Schwerpunktsetzung gaben und mich über die gesamte Bearbeitungszeit mit Ratschlägen und großer Diskussionsbereitschaft unterstützt haben. Dem gesamten Team der KoM-Solution danke ich für zahlreiche Auskünfte und Hinweise und für die allzeit sehr gute Arbeitsatmosphäre. Ebenso bedanke ich mich bei Prof. Dr. Georg Erdmann und dem Lehrstuhl für Energiesysteme dafür, diese Zusammenarbeit mit der KoM-Solution ermöglicht und gefördert zu haben.

Berlin, im Mai 2007.

Kurzfassung Begünstigt durch die Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ist der deutsche Biogassektor in einer starken Wachstumsphase. Neue kapitalstarke Marktteilnehmer wie Energieversorgungsunternehmen und Investmentgesellschaften drängen in den traditionell landwirtschaftlich geprägten Biogasmarkt. Einhergehend mit der Steigerung der spezifischen Biogasproduktionskapazitäten bilden sich energiewirtschaftliche Strukturen. Der wirtschaftlich sinnvolle Transport gewöhnlicher Biogas-Inputstoffe ist auf kurze Strecken begrenzt und bei Anlagen auf Basis von nachwachsenden Rohstoffen (NawaRo) betragen die Rohstoffkosten mindestens 50 Prozent der Biogasgestehungskosten. Nicht-landwirtschaftliche Biogasanlagenbetreiber hängen somit maßgeblich von NawaRo bzw. Lieferanten in unmittelbarer Nähe ab. Wenngleich Ende 2006 erstmals Biogas in das deutsche Erdgasnetz eingespeist wurde, wird Biogas weiterhin nahezu ausschließlich verstromt und zu den Vergütungssätzen des EEG abgesetzt. Dabei ist der Anlagenbetreiber einem beträchtlichen Margenrisiko ausgesetzt, da die Vergütungssätze für 20 Jahre ab Inbetriebnahme festgeschrieben sind und bei Agrarrohstoffen mit Preissteigerungen gerechnet wird. Vor diesem Hintergrund eröffnen die beiden Beschaffungsoptionen „Make“ und „Buy“ unterschiedliche Ansätze zur Risikominimierung. Der Schwerpunkt dieser Diplomarbeit liegt auf der Integration von Rohstoffderivaten zur Risiko-Absicherung im Rahmen der Beschaffungsoption „Buy“. Es werden grundlegende Derivate vorgestellt und hinsichtlich ihrer Eignung für die Beschaffung von Energiepflanzen untersucht. Mit dem Ziel eine umfassenden Absicherung wird ein Rohstoff-Swap entwickelt und mit einer Preisformel für Energiepflanzen verknüpft. Die Option „Make“ bedeutet vertikale Integration in verschiedenen Varianten, die Potenzial für eine risikoarme Beschaffung aufweisen. Abschließend werden beide Optionen hinsichtlich ihrer Machbarkeit miteinander verglichen.

Abstract Favoured by improved conditions of the Renewable Energy Sources Act, Germany’s biogas industry is growing rapidly. New players with sufficient capital such as utilities and investment trusts enter into the agricultural biogas market. Accordingly, industrial structures evolve, leading to increased production capacities per biogas plant. Transportation of typical biogas feedstock is economically limited to short distances. Input materials account for at least 50 percent of energy crop-based biogas production costs. Hence, non-agricultural biogas plant operators depend significantly on adjacent renewable resources and suppliers respectively. Although biogas was fed into German natural gas pipelines for the first time in late 2006, biogas still is predominantly marketed as electric power using the Renewable Energy Sources Act allowance scheme. As according rates are fixed for a period of 20 years and agricultural commodity prices are expected to rise, biogas plant operators are exposed to serious margin risks. In this context, the complementary supply options ‘make’ and ‘buy’ offer different approaches of risk minimisation. This thesis focusses on the integration of derivatives to hedge against risks concerning the option ‘buy’. Fundamental derivatives are introduced and analysed towards their adequacy for biogas feedstock procurement. In order to create a comprehensive hedging procedure, a commodity swap is developed and linked with a compatible energy crop pricing formula. The option ‘make’ implies vertical integration and is discussed in different alternatives showing the potential for low risk sourcing. Finally, both options are compared in terms of feasibility.

3

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis ......................................................................................................................i Abbildungsverzeichnis ............................................................................................................. iii Tabellenverzeichnis .................................................................................................................iv Abkürzungsverzeichnis.............................................................................................................v 1

Einleitung.......................................................................................................................... 1

2

Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung........................................... 3 2.1 2.1.1

Biomasse, nachwachsende Rohstoffe, Energiepflanzen ..................................... 3

2.1.2

Verwertungspfade der energetischen Biomassenutzung..................................... 5

2.1.3

Biogas und Biogasanlagen .................................................................................. 7

2.2

3

Rechtliche Grundlagen....................................................................................... 10

2.2.2

Status Quo und Potenzial der Biogasnutzung ................................................... 11

2.2.3

Marktteilnehmer ................................................................................................. 16

Wertschöpfung der Biogasnutzung ................................................................................ 19 Input – Biogas-NawaRo/-Energiepflanzen............................................................. 20

3.1.1

Energetische Eigenschaften von Energiepflanzen............................................. 20

3.1.2

Flächenbedarf und Abgrenzung der Rohstoffmärkte ......................................... 22

3.2

Umwandlung – Grundlagen der Anlagenwirtschaftlichkeit..................................... 26

3.2.1

Bedeutung der Inputpreise für die Anlagenwirtschaftlichkeit ............................. 26

3.2.2

Potenziale der Anlageneffizienz zur Gasertragssteigerung ............................... 30

3.3

Output – Alternative Vermarktungsmöglichkeiten .................................................. 32

3.3.1

Primärenergie Biogas – Biomethaneinspeisung und Biogasnetze .................... 32

3.3.2

Teilvermarktung an Strombörsen....................................................................... 34

3.3.3

Wärme................................................................................................................ 35

3.3.4

Gärreste ............................................................................................................. 35

Systematisierung von Risiken und Optionen der Beschaffung von Energiepflanzen..... 37 4.1

Risikoarten ............................................................................................................. 37

4.1.1

Mengenrisiko...................................................................................................... 38

4.1.2

Preisrisiko........................................................................................................... 39

4.2 5

Überblick über den deutschen Biogasmarkt .......................................................... 10

2.2.1

3.1

4

Bestimmung wesentlicher Begriffe der Biogasnutzung............................................ 3

Grundlegende Beschaffungsoptionen – „Make-or-Buy“......................................... 39

„Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration................................................ 41 i

Inhaltsverzeichnis 5.1

Ausprägung der vertikalen Integration ................................................................... 41

5.1.1

Integration der Anbaufläche als Rohstoffquelle ................................................. 41

5.1.2

Beteiligungsmodelle – Energie- und Landwirtschaft als Partner........................ 42

5.2

Mengenausfallrisiko ............................................................................................... 44

5.2.1

Allgemeine landwirtschaftliche Risiken .............................................................. 44

5.2.2

Risikomanagementlösungen der Agrarwirtschaft............................................... 45

5.3

Erzeugungskostenrisiko als transformiertes Preisrisiko......................................... 46

5.3.1

Entwicklung der Kauf- und Pachtpreise für Anbaufläche ................................... 46

5.3.2

Preisentwicklung der übrigen Produktionsfaktoren ............................................ 48

5.4 6

Zwischenbewertung ............................................................................................... 50

„Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen ....................................................... 52 6.1

Rolle und Bedeutung des Liefervertrags................................................................ 52

6.2

Mengenausfallrisiko ............................................................................................... 54

6.3

Preisrisiko-Management mit Warenderivaten ........................................................ 55

6.3.1

6.3.1.1

Forwards und Futures ................................................................................ 58

6.3.1.2

Swaps ........................................................................................................ 65

6.3.2

Bedingte Warentermingeschäfte........................................................................ 67

6.3.3

Qualitative Bewertung der Eignung der Warentermingeschäfte ........................ 69

6.3.4

Qualitative Bewertung der Eignung verschiedener Basismärkte ....................... 71

6.3.5

Agrarrohstoffmärkte als Basismarkt ................................................................... 73

6.3.5.1

Internationale Agrarmärkte......................................................................... 73

6.3.5.2

Nationale und regionale Agrarmärkte......................................................... 77

6.3.5.3

Entwicklungen und Markteinflüsse ............................................................. 77

6.4

Entwurf eines Absicherungsmodells ...................................................................... 80

6.4.1

Substratliefervertrag mit Preisformel.................................................................. 81

6.4.2

Abschluss des Rohstoff-Swaps.......................................................................... 84

6.5 7

Unbedingte Warentermingeschäfte.................................................................... 58

6.4.2.1

Finden eines Swap-Partners ...................................................................... 84

6.4.2.2

Swap-Struktur und Zahlungsströme........................................................... 85

6.4.2.3

Ermittlung des Festpreises......................................................................... 87

6.4.2.4

Swap-Kosten für den Anlagenbetreiber ..................................................... 89

Zwischenbewertung ............................................................................................... 91

Fazit und Ausblick .......................................................................................................... 93

Quellenverzeichnis ................................................................................................................ 96 Anhang ................................................................................................................................ 105

ii

Abbildungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis Abbildung 2.1 – Biomasse – NawaRo – Energiepflanzen [2, 6, Eig. Darst.] ........................... 5 Abbildung 2.2 – Energetische Verwertungspfade von Biomasse [7] ....................................... 6 Abbildung 2.3 – Verwendungskonkurrenz bei Energiepflanzen [Eig. Darst.] .......................... 7 Abbildung 2.4 – Nutzung der Outputs von Biogasanlagen [i.A.a. 16]...................................... 9 Abbildung 2.5 – Degressive EEG-Vergütung für Biogas-Strom [2] ....................................... 11 Abbildung 2.6 – Biogasanlagen in Deutschland [22] ............................................................. 12 Abbildung 2.7 – Biogasanlagen in den Bundesländern [20, Eig. Darst] ................................ 13 Abbildung 2.8 – Quellen von Biogassubstraten und Potenziale bis 2030 [11] ...................... 14 Abbildung 2.9 – Bisherige Entwicklung der Anbaufläche für NawaRo [26] ........................... 15 Abbildung 2.10 – Entwicklung der Anbaufläche für Energiepflanzen [11, Eig. Darst.] .......... 16 Abbildung 3.1 – Vereinfachte Wertschöpfung der Biogasnutzung [Eig. Darst.]..................... 19 Abbildung 3.2 – Relative Einsatzhäufigkeit von Energiepflanzen [38, 39]............................. 20 Abbildung 3.3 – Energetische Eigenschaften von Energiepflanzen [40, Eig. Darst.] ............ 21 Abbildung 3.4 – Transportalternativen für biogene Festbrennstoffe [42]............................... 23 Abbildung 3.5 – Begrenzung der Transportentfernung durch das EEG [Eig. Darst.] ............ 26 Abbildung 3.6 – Gestehungskosten von Rohbiogas [11]....................................................... 27 Abbildung 3.7 – Hebelwirkung der Rohstoffkosten [48]......................................................... 28 Abbildung 3.8 – Kostenstruktur von Maissilage zur Biogasproduktion [51, Eig. Darst.] ........ 29 Abbildung 4.1 – Kategorisierung von Risikoarten [i.A.a. 63].................................................. 37 Abbildung 4.2 – Optionen und Risiken der Beschaffung [Eig. Darst.] ................................... 40 Abbildung 5.1 – Kooperationsmodell Landwirtschaft - Energiewirtschaft [i.A.a. 77].............. 43 Abbildung 5.2 – Entwicklung der Hektarerträge 1997 - 2005 [80, Eig. Darst.] ...................... 44 Abbildung 5.3 – Entwicklung der Pachtpreise 2004 - 2008 [88, Eig. Darst.] ......................... 47 Abbildung 5.4 – Entwicklung der Bodenpreise [71] ............................................................... 48 Abbildung 5.5 – Indizes landwirtschaftlicher Betriebsmittel [90, 80, Eig. Darst.] ................... 49 Abbildung 6.1 – Termingeschäfte [63] ................................................................................... 56 Abbildung 6.2 – Preisabsicherung mit Futures [Eig. Darst.] .................................................. 60 Abbildung 6.3 – Contango und Backwardation [Eig. Darst.].................................................. 62 iii

Abbildungsverzeichnis Abbildung 6.4 – Schematischer Ablauf eines Rollovers [Eig. Darst.] .................................... 62 Abbildung 6.5 – Rollover-Verlustrisiko bei Contango [Eig. Darst.]......................................... 63 Abbildung 6.6 – Schema eines Rohstoff-Swaps [66, Eig. Darst.].......................................... 66 Abbildung 6.7 – Grundpositionen bei Optionsgeschäften [108]............................................. 68 Abbildung 6.8 – Internationale Börsen für Agrarrohstoffe [110, Eig. Darst.].......................... 74 Abbildung 6.9 – Globaler Agrarhandel [112].......................................................................... 75 Abbildung 6.10 – Globale(r) Agrarproduktion und -verbrauch [112] ...................................... 75 Abbildung 6.11 – Aufteilung der RMX-Kontraktvolumina (Juni 2004) [66]............................. 76 Abbildung 6.12 – Aufteilung der Kontraktvolumina von LIFFE und MATIF [66] .................... 76 Abbildung 6.13 – Preisvergleich für Körnermais in Zentraleuropa [115, Eig. Darst.]............. 78 Abbildung 6.14 – Preisvergleich von Körnermais und Futterweizen [80, Eig. Darst.]............ 78 Abbildung 6.15 – Korrelation von Agrarrohstoffen und Energie ’86 – ’06 [i.A.a. 109]............ 80 Abbildung 6.16 – Schema einer Absicherungskonstellation [Eig. Darst.] .............................. 81 Abbildung 6.17 – Zusammenhang Futures-Kurs – Swap-Zahlungen [Eig. Darst.] ................ 86 Abbildung 6.18 – Zahlungsströme von Swap und Liefervertrag [Eig. Darst.] ........................ 87 Abbildung 6.19 – Swap-Kosten in Abhängigkeit des Gewinnaufschlags [Eig. Darst.]........... 90

Tabellenverzeichnis Tabelle 2.1 – Energetische Eigenschaften von Gasen [10]..................................................... 8 Tabelle 3.1 – Substratmengen, Anbauflächen und Einzugsradien [40, Eig. Berechn.] ......... 22 Tabelle 3.2 – Flächenbedarf zur Gärrestausbringung [62] .................................................... 36 Tabelle 6.1 – Charakterisierung von Termingeschäften [66] ................................................. 57 Tabelle 6.2 – Überblick Warenderivate [66]........................................................................... 58 Tabelle 6.3 – Qualitative Bewertung der Warentermingeschäfte [Eig. Darst.]....................... 70 Tabelle 6.4 – Qualitative Bewertung der Basismärkte [Eig. Darst.] ....................................... 72 Tabelle 6.5 – Produktenbörsen in Deutschland [114]............................................................ 77 Tabelle 6.6 – Hektarerträge von Silo- und Körnermais 1997 - 2005 [80] .............................. 82 Tabelle 6.7 – MATIF-Futures-Kurse für Körnermais [119]..................................................... 83 Tabelle 6.8 – Festpreise in Abhängigkeit von Diskontsatz und Laufzeit [Eig. Berechn.] ....... 88

iv

Abkürzungsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis BGA

-

Biogasanlage

BGW

-

Bundesverband der Deutschen Gas- und Wasserwirtschaft

BHKW

-

Blockheizkraftwerk

BiomasseV

-

Biomasseverordnung

BtG

-

Biomass-to-Gas

BVLP

-

Borsa de Valores de Lisboa e Porto (Portugiesische Börse)

CBoT

-

Chicago Board of Trade

CCM

-

Corn-Cob-Mix

CO2

-

Kohlenstoffdioxid

ct.

-

Cent

EE

-

Erneuerbare Energien

EEG

-

Erneuerbare-Energien-Gesetz

EEW

-

Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz

Eig. Darst.

-

Eigene Darstellung

Erg. d. Verf.

-

Ergänzung des Verfassers

EU

-

Europäische Union

EVU

-

Energieversorgungsunternehmen

FM

-

Feuchtmasse

GP

-

Ganzpflanze

ha

-

Hektar

h/a

-

Stunde pro Jahr

HEL

-

Leichtes Heizöl

Hrsg.

-

Herausgeber

i.A.a.

-

in Anlehnung an

i.e.

-

it est

km

-

Kilometer

KM

-

Körnermais

kWel

-

Kilowatt, elektrisch

kWh

-

Kilowattstunde

kWhel

-

Kilowattstunde, elektrisch

KWK

-

Kraft-Wärme-Kopplung

LIFFE

-

London International Financial Futures Exchange

LW

-

Landwirt

MATIF

-

Marche A Terme Internationel de France (Französische Terminbörse) v

Abkürzungsverzeichnis Mio.

-

Million/en

MWel

-

Megawatt, elektrisch

MWhel

-

Megawattstunde, elektrisch

Mrd.

-

Milliarde

NawaRo

-

nachwachsende(r) Rohstoff(e)

ORC

-

Organic Rankine Cycle

OTC

-

over the counter

oTS

-

organische Trockensubstanz

p.a.

-

per annum

PJ

-

Petajoule; 1 x 1012 Kilojoule

PJ/a

-

Petajoule pro Jahr

RME

-

Rapsmethylester

RMX

-

Risk Management Exchange

SM

-

Silomais

TS

-

Trockensubstanz

TWh

-

Terawattstunde; 1 x 109 Kilowattstunden

USA

-

United States of America

Vgl.

-

Vergleiche

vi

1 Einleitung

1 Einleitung Die Garantie der vorrangigen Abnahme und Vergütung von Strom aus Biomasse durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) hat günstige Voraussetzungen für den Betrieb einer Biogasanlage geschaffen. Im Zuge der Novellierung des Gesetzes im Jahr 2004 wurden die Konditionen für Biogasanlagen insgesamt verbessert und Anreize für den Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen (NawaRo) und innovativen Technologien gesetzt. Seitdem drängen zunehmend neue Investorentypen in den ursprünglich stark landwirtschaftlich geprägten Biogasmarkt. Als Faktoren für einen wirtschaftlich erfolgreichen Biogasanlagenbetrieb gelten neben den Rohstoffkosten

gemeinhin

die

Anschaffungskosten

der

Gesamtanlage,

die

Betriebsstundenzahl des stromerzeugenden Blockheizkraftwerkes, die Möglichkeiten zur Verwertung der Gärreste und fallweise die Pachtpreise. Der Anteil der Rohstoffkosten an den Rohgasgestehungskosten bei NawaRo-Biogasanlagen beträgt mindestens 50 Prozent und hat demzufolge eine entscheidende Hebelwirkung auf die Wirtschaftlichkeit des laufenden Betriebs, die mit steigender Biogaserzeugungskapazität zunimmt. Wird das Biogas – wie bisher überwiegend üblich – verstromt und zu den garantierten festen Vergütungssätzen des EEG ins Stromnetz eingespeist, können Steigerungen der Rohstoffkosten nicht an den Energieabnehmer weitergegeben werden. Ab einem bestimmten Preisniveau gerät der Betrieb der Biogasanlage in die Verlustzone. Die Rohstoffkosten stellen somit ein grundsätzliches finanzielles Risiko dar. Das Beschaffungsrisiko gewinnt an Bedeutung, wenn die Biogasanlage nicht als Ergänzung der

regulären

Geschäftstätigkeit

betrieben

wird,

wie

im

klassischen

Fall

einer

landwirtschaftlichen Hofanlage, sondern das zentrale Geschäftsmodell eines Biogasinvestors ohne begünstigende Begleitumstände ist. Ein zusätzlich verschärfender Aspekt ist der vergleichsweise lange Beschaffungszeitraum, der sich minimal über die Dauer der Anlagenabschreibung – in der Regel fünfzehn Jahre – erstreckt und im Normalfall die Dauer der garantierten EEG-Vergütung von 20 Jahren beträgt, wobei der Anlagenbetrieb häufig noch darüber hinaus geplant wird. Folglich muss der Anlagenbetreiber über die Laufzeit von mindestens fünfzehn, idealerweise 20 Jahren ein tragfähiges Beschaffungskonzept entwickeln, das risikoarm in Bezug auf die Rohstoffmenge und den dazugehörigen Preis ist. Die

beschriebene

Problematik

wird

aus

der

Perspektive

des

Betreibers

einer

großtechnischen Biogasanlage mit nicht-landwirtschaftlichem Hintergrund untersucht und es 1

1 Einleitung werden mögliche Lösungsansätze entwickelt. Im Kern befasst sich diese Diplomarbeit mit der Untersuchung der Eignung verschiedener Instrumente zur Risikominimierung eines Biogasanlagenbetreibers bei der Beschaffung von nachwachsenden Rohstoffen. Hierbei stellt sich die grundsätzliche „Make-or-Buy“-Frage, ob der Rohstoff von Lieferanten gekauft oder autark angebaut werden soll. Bei Entscheidung für den Kauf von Biogassubstraten ist zu beachten, dass sich ein Anlagenbetreiber auf verhältnismäßig kleinen Märkten bewegt, da die spezifischen energetischen Eigenschaften der am häufigsten verwendeten Substrate keinen wirtschaftlich sinnvollen Transport über weite Strecken erlauben. Typischerweise ist der Betreiber somit einem lokalen Anbieteroligopol ausgesetzt. Hinzu kommt, dass der Rohstofflieferant durch den EEG-regulierten Preis für Biogasstrom nahezu vollkommene Informationen über die Anlagenrendite hat, woraus für den Betreiber das Risiko des Verlustes eines wesentlichen Teils seines Betriebsergebnisses an den Rohstofflieferanten entsteht. Der Schwerpunkt bei dieser Beschaffungsoption und zugleich der Schwerpunkt der Arbeit liegt auf der Untersuchung der Einsatzmöglichkeiten von Rohstoffderivaten zur RisikoAbsicherung. Die Motivation dazu gründet auf der Hypothese, dass die hohen energie- und umweltpolitischen Ziele in Deutschland und Europa in Bezug auf die Bioenergie, im Speziellen der Biogassektor, nicht erreicht werden, wenn der Bioenergiemarkt nicht konsequent in die Energie- bzw. Gaswirtschaft integriert wird. Daraus leitet sich die Annahme ab, dass sich im Bioenergiesektor in ähnlicher Weise ein derivativer Markt entwickeln wird, wie es im Primärenergiemarkt und im vergleichweise jungen liberalisierten deutschen Strommarkt geschehen ist [1]. Ergänzend wird untersucht, inwieweit sich ein Biogasproduzent bei der Beschaffung – in Analogie zu den Strukturen der Braunkohleverstromung – durch vertikale UpstreamIntegration absichern kann, indem er über die erforderliche Anbaufläche verfügt. Nach einer Zwischenbewertung der jeweiligen Möglichkeiten innerhalb dieser beiden Beschaffungsstrategien wird eine abschließende Bewertung vorgenommen und es werden Empfehlungen ausgesprochen.

2

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung 2.1

Bestimmung wesentlicher Begriffe der Biogasnutzung

2.1.1 Zur

Biomasse, nachwachsende Rohstoffe, Energiepflanzen Begriffsklärung

der

unterschiedlichen

Bezeichnungen

für

die

Inputstoffe

von

Biogasanlagen, besonders vor dem Hintergrund der Voraussetzungen für den Erhalt der NawaRo-Prämie (§8 EEG), werden an dieser Stelle Definitionen für die Begriffe Biomasse, nachwachsende Rohstoffe (NawaRo) und Energiepflanze gegeben. Dabei umfasst die Biomasse neben NawaRo auch andere organische Materialien und diese wiederum bestehen nicht ausschließlich aus Energiepflanzen wie Abbildung 2.1 zeigt. Im Folgenden wird für Biomasse, NawaRo und Energiepflanzen zur Biogaserzeugung synonym auch der Begriff Substrat verwendet. Biomasse Biomasse im Sinne des §2 EEG sind feste und flüssige organische Stoffe sowie deren Umwandlungsprodukte, die zur Gewinnung von Strom geeignet sind. Dazu zählen auch gasförmig Bioenergieträger [2]. Feste Bioenergieträger kommen in erster Linie aus der Land- und Forstwirtschaft. Hierzu gehören

speziell

angebaute

Energiepflanzen,

wie

schnellwachsende

Baumarten,

Getreideganzpflanzen, Silagen1 u.ä. sowie Waldholz, Getreidestroh und Rest-, Abfallstoffe und Nebenprodukte daraus. Daneben gelten auch Pflanzen und Pflanzenreste aus anderen Quellen, z.B. aus Landschaftspflegemaßnahmen oder von Straßenmeistereien, und Restund Abfallstoffe sowie Nebenprodukte aus Industrie und Gewerbe, wie Bauholz, Paletten, Altmöbel, Sägemehl oder Überreste der Ernährungsindustrie [2]. Flüssige Biomasse sind Nutztierexkremente, wie Gülle oder Jauche, Ethanol aus Zuckerrüben, Getreide, Kartoffeln u.ä., Methanol aus lignocellulosehaltiger Biomasse wie Holz und Stroh, Pflanzenöle beispielsweise aus Raps und Sonnenblumen sowie Abspaltund Reaktionsprodukte daraus wie Rapsmethylester (RME bzw. Biodiesel). Gasförmige Bioenergieträger sind im Wesentlichen durch biochemische oder biothermische Umsetzungsverfahren gewonnene Bio-, Klär-, Deponie-, Synthesegase und der Wasserstoff daraus. Grubengas, ein stark methanhaltiges Gas aus Bergwerken, darf nur geringfügig beigemischt werden [2].

1

Unter Silage versteht man klein gehäckselte Ganzpflanzen, die verdichtet und luftdicht abgeschlossen für ein bis

drei Jahre lagerfähig gemacht werden.

3

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung Nachwachsende Rohstoffe – NawaRo Im Allgemeinen sind nachwachsende Rohstoffe definiert als „(...) alle biogenen Stoffe pflanzlicher und tierischer Herkunft, die nicht als Nahrungs- oder Futtermittel eingesetzt werden, sondern einer stofflichen oder energetischen Nutzung zugeführt werden.“[3] Dazu gehören stärke- und zuckerhaltige Pflanzen, Öl aus Raps-, Sonnenblumen- und Lein, Faserpflanzen, Arznei- und Gewürzpflanzen sowie sonstige Energiepflanzen [4]. Nachwachsende Rohstoffe im Sinne des EEG, deren ausschließliche Verwendung zum Erhalt der NawaRo-Prämie in Höhe von 2 ct/kWhel berechtigt sind: „Pflanzen oder Pflanzenbestandteile, die in landwirtschaftlichen, forstwirtschaftlichen oder gartenbaulichen Betrieben oder im Rahmen der Landschaftspflege anfallen und die keiner weiteren als der zur Ernte, Konservierung oder Nutzung in der Biomasseanlage erfolgten Aufbereitung oder Veränderung unterzogen wurden.“ [2]. Darüber hinaus gelten Gülle, Mist und Jauche von Nutztieren oder Schlempe aus landwirtschaftlichen Brennereien als NawaRo. Daneben gibt es eine Negativliste von Stoffen, die per EEG-Bestimmung nicht als NawaRo gelten, da sie als Rest- und Abfallstoffe anderer industrieller Prozesse zu deutlich geringeren Kosten anfallen, beispielsweise Industrierestholz, Sägemehl oder Kartoffelschalen [6]. Die Definition förderwürdiger NawaRo ergibt sich direkt aus dem EEG-Text und kann deshalb bei Einzelfällen zu unpräzise sein [5]. Im weiteren Verlauf der Arbeit wird unter NawaRo der energiewirtschaftliche Begriff, d.h. die strenge Definition des EEG verstanden, wobei dazu explizit auch Nutztierexkremente zählen. Energiepflanzen Als Energiepflanzen werden gemeinhin NawaRo verstanden, die zur ausschließlichen und direkten Umwandlung in feste, flüssige und gasförmige Brennstoffe angebaut werden. Diese Begriffsfassung

grenzt

landwirtschaftliche

Reststoffe

oder

Exkremente

aus

der

Nutztierhaltung aus [4]. Da in der direkten Nutzung von Energiepflanzen, sozusagen ohne den

Umweg

über

den

historischen

Konversionspfad

„Nutztier“,

das

größte

Wachstumspotenzial gesehen wird,2 wird die weitere Betrachtung der Rohstoffbeschaffung auf Energiepflanzen beschränkt. Bisher sind Energiepflanzen häufig auch als Kofermente bezeichnet worden, da Biogasanlagen ursprünglich überwiegend mit Nutztierexkrementen aus der Landwirtschaft betrieben worden sind. Gegenwärtig umfasst der Begriff Energiepflanzen hauptsächlich sämtliche Pflanzen aus Abbildung 2.1 [4].

2

Vgl. Abbildung 2.8.

4

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung Positivliste

Negativliste

Energiepflanzen ▪ Mais (Körnermais, Maissilage, CCM) ▪ Weizen (Körner, Ganzpflanze, Stroh) ▪ Roggen (Körner, Ganzpflanze, Stroh) ▪ Triticale (Körner, Ganzpflanze, Stroh) ▪ Rüben (Zuckerrüben, Massenrüben) ▪ Gras (Feldgras, Grünlandschnitt)

▪ Raps ▪ Sonnenblumen ▪ Sorghum (Zuckerhirse, Sudangras) ▪ Chinaschilf (Miscanthus) ▪ Kurzumtriebsholz (Pappel, Weide) ▪ Mischkulturen

NawaRo (nach EEG)

Nicht-NawaRo (nach EEG)

…zusätzlich: ▪ Pflanzen(-bestandteile) aus Land-/Forstwirtschaft und Landschaftspflege

u.a. ▪ Gülle und Mist von Pferden, Zoo- und Zirkustieren

▪ Schlempe aus Industriebrennereien und Bioethanolfabriken ▪ Zum Verzehr bestimmte Gemüse und Gewürzpflanzen ▪ Getrocknete Schnittblumen

mit ausschließlicher Aufbereitung zur Nutzung in Biomasseanlagen

▪ Gülle und Mist von Nutztieren (Rinder, Schweine, Schafe, Geflügel u.ä.) ▪ Schlempe aus landwirtschaftlichen Brennereien Biomasse (nach EEG)

Nicht-Biomasse (nach EEG)

…zusätzlich u.a.

…zusätzlich u.a.

▪ Pflanzenreste aus Straßenmeistereien ▪ Gewerbliche Abfall- und Nebenprodukte (Bauholz, Sägemehl, Paletten u.ä.)

▪ Klär- und Gewässerschlämme ▪ Kontaminiertes Industrierestholz ▪ Tierkörper

Abbildung 2.1 – Biomasse – NawaRo – Energiepflanzen [2, 6, Eig. Darst.]

Der Begriff NawaRo wird in der Praxis häufig als vollständiges Synonym für Energiepflanzen verwendet. Im Gegensatz dazu schließt dieser Begriff im Weiteren Exkremente aus der Nutztierhaltung mit ein; andernfalls wird der Begriff Energiepflanzen gebraucht. 2.1.2

Verwertungspfade der energetischen Biomassenutzung

Grundsätzlich wird Biomasse über drei verschiedene energetische Verwertungspfade umgewandelt und genutzt: als fester, flüssiger oder gasförmiger Brennstoff. Die nachstehende

Abbildung

2.2

gibt

einen

umfassenden

Überblick

über

involvierte

Prozessschritte bzw. Wertschöpfungsstufen bei der Umwandlung von Biomasse zu den Endenergieformen Wärme und elektrischer Energie zur Krafterzeugung. Dabei ist der Umwandlungspfad von Energiepflanzen bzw. Gülle über Ernte bzw. Verfügbarmachen, Transport/Aufbereitung/Lagerung und anaerober Vergärung zu Biogas und anschließender Wandlung zu Strom und Wärme in Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) oder zu reiner elektrischer Energie in Brennstoffzellen hervorgehoben.

5

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung

Energiepflanzen

Ernterückstände

Organische Nebenprodukte

Organische Abfälle

Energiemais, Getreide, Weide, Pappeln usw.

Stroh, Waldrestholz usw.

Gülle, Industrierestholz usw.

Klärschlamm, Schlachthofabfälle usw.

Ernten, Sammeln, Verfügbarmachen Aufbereitung (Pressen, Trocknen, Anfeuchten, Vermischen usw.)

Transport (Lkw, Traktor, Förderband, Rohrleitung, Schiff usw.)

Thermochemische Umwandlung

Festbrennstoff

Vergasung

Pyrolyse

Kohle

Produktgas

Pyrolyseöl

fester Brennstoff

Physikalisch-chemische Umwandlung

Pressung/Extraktion

Verkohlung

Umesterung

gasförmiger Brennstoff

Lagerung (Tank, Flachlager, Silo, Feldmiete usw.)

Pflanzenöl

PME

Biochemische Umwandlung

Alkoholgärung

Anaerob. Abbau

Ethanol

Biogas

Aerober Abbau

flüssiger Brennstoff

Verbrennung Elektrische Energie (Brennstoffzelle)

Thermische Energie

Thermisch-mechanische Wandlung

Kraft

Wärme

Abbildung 2.2 – Energetische Verwertungspfade von Biomasse [7]

Aus den vielfältigen energetischen Verwendungsmöglichkeiten von Biomasse entwächst ein Konkurrenzpotenzial zwischen der Nutzung in Form fester Brennstoffe, wie Holzpellets, flüssiger Brennstoffe, wie Pflanzenöl, Biodiesel oder Ethanol, und gasförmiger Brennstoffe, wie Biogas/-methan oder Produktgas. Dies gilt besonders für die vergleichsweise hochwertigen Energiepflanzen, bei denen zunehmend eigene Sorten aufgrund der speziellen energetischen Anforderungen, wie beispielweise hohe Stärkegehalte bei Getreide für die Ethanolproduktion, gezüchtet werden [8]. Doch mit dem Ziel einer maximalen Energieausbeute kann nicht jede Energiepflanze in alle drei Aggregatzustände umgewandelt werden, wie obige Abbildung suggeriert. Während sich für einige Energiepflanzenarten nur ein Konversionspfad empfiehlt, können andere wiederum vollkommen universell eingesetzt werden, wie beispielsweise Getreide. Abbildung 2.3 veranschaulicht qualitativ, welche Energiepflanzen typischerweise zu welcher Nutzenergie umgewandelt werden und bei welchen Pflanzenarten sich der Wettbewerb zwischen den drei Bioenergiemärkten für feste, flüssige und gasförmige Energieträger zukünftig verschärfen kann. Energiepflanzen mit nur einem typischen Zielenergiezustand sind direkt an der zugehörigen Achse abgetragen, solche mit zwei Zuständen zwischen den entsprechenden Achsen und universell umwandelbare Pflanzen sind in der Mitte platziert.

6

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung

Biotreibstoff

Biogas Zuckerrüben Körnermais

Kartoffeln Raps Sonnenblumen

Energiemais CCM, Silomais Feldgras, Mischkulturen Sudangras, Zuckerhirse

ide We el, pp oh Pa Str

Ge ga tre nz ide pfl an ze ns ila ge

Getreide

Biobrennstoff Miscanthus

Abbildung 2.3 – Verwendungskonkurrenz bei Energiepflanzen [Eig. Darst.]

Auf die wirtschaftlichen Auswirkungen dieser Konkurrenzverhältnisse bei Energiepflanzen zwischen den einzelnen Bioenergiemärkten einerseits und zu den traditionellen Märkten dieser Agrarrohstoffe in ihrer Verwertung als Futter- und Lebensmittel andererseits wird in Abschnitt 6.3.5 eingegangen. 2.1.3

Biogas und Biogasanlagen

Biogas Biogas entsteht biochemisch durch die anaerobe Vergärung von organischem Material und ist damit ein Stoffwechselprodukt von Bakterien. Geeignete Ausgangstoffe haben einen Wassergehalt

von

über

50%.

Der

Vergärungsprozess

setzt

sich

aus

den

vier

Prozessschritten Hydrolyse (Zerlegung), Fermentation zu Fettsäuren und Alkoholen, Umsetzung zu Essigsäure und schließlich die Umwandlung zu Methan (Methanogenese) zusammen. Parallel dazu entsteht Kohlenstoffdioxid (CO2), so dass sich das Endprodukt Biogas aus durchschnittlich 60% Methan, 35% Kohlenstoffdioxid, 3% Wasserdampf, 1% Stickstoff

und

geringen

Anteilen

Sauerstoff,

Wasserstoff,

Ammoniak

und

Schwefelwasserstoff zusammensetzt, wobei die Schwankungsbreiten bis zu +/- 35% betragen können. Energetisch wertvoll ist der Methananteil, so dass Biogas in der genannten Zusammensetzung einen Heizwert von ca. 6 kWh/m3 hat. Erdgas mit einem Heizwert von 10-12 kWh/m3 zum Vergleich besteht aus bis zu 98% Methan [9]. Die nachstehende Tabelle 2.1 fasst diese Eigenschaften von Biogas im Vergleich zu anderen Brenngasen zusammen.

7

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung Tabelle 2.1 – Energetische Eigenschaften von Gasen [10]

Energieträger

Flüssiggas

Biogas

Erdgas

Methan

6

10

10

26

Dichte [kg/m3]

1,20

0,70

0,72

2,01

Dichteverhältnis zur Luft

0,90

0,54

0,55

1,51

Heizwert [kWh/m3]

(Propan)

Entsteht Biogas außerhalb eines technisch kontrollierten Prozesses, beispielsweise in einem Kuhmagen oder einem Reisfeld, wird es in der Regel Faul- oder Sumpfgas genannt. Biogas ist abzugrenzen von Synthese- bzw. Produktgas einerseits und Bioerdgas bzw. Biomethan andererseits. Der Begriff Produktgas wird vereinzelt auch für das vorweg charakterisierte Biogas verwendet [11], doch ist damit an dieser Stelle ausschließlich Synthesegas gemeint. Produkt- oder Synthesegas kann durch thermochemische Vergasung bei 600 bis 1500 Grad Celsius ebenfalls aus fester oder flüssiger Biomasse gewonnen werden [10]. Es gilt jedoch sowohl technisch als auch rechtlich nicht als Biogas [5]. Oft wird zur thermochemischen Biomassevergasung Holz eingesetzt, weshalb auch der Begriff Holzgas gängig ist [12]. Ein Praxisbeispiel hierfür ist die Firma Choren Industries GmbH, die derzeit in einer Versuchsanlage die industrielle Herstellung von synthetischem Kraftstoff aus Synthesegas, u.a. auf Holzbasis, mit dem Fischer-Tropsch-Verfahren erprobt [13]. Ein entscheidender Vorteil der energetischen Biomassenutzung in Form von Biogas gegenüber Synthesegas liegt darin, dass die thermochemische Vergasung in kleinen Anlagen bisher nicht Stand der Technik ist und hohe spezifische Investitionskosten verursacht, so dass ein effizienter dezentraler Einsatz bisher nicht in Frage kommt [10]. Biomethan ist aufbereitetes Biogas mit erdgasgleichen Eigenschaften. Die Motivation für die Aufbereitung liegt in der Möglichkeit, Biogas in veredelter Form von Biomethan über das Erdgasnetz transportabel und somit ortsunabhängig nutzbar zu machen. Die Aufbereitung ist mittlerweile Stand der Technik [14], auf die gängigen Aufbereitungsverfahren wird an dieser Stelle nicht eingegangen. Biogasanlage Unter dem Begriff Biogasanlage (BGA) ist vor dem Beginn der Netzeinspeisung von Biomethan

grundsätzlich

die

Kombination

von

Substratannahme,

Fermenter

mit

Gasspeicher, Gärrestbehälter und Blockheizkraftwerk (BHKW) verstanden worden [15]. Eine solche Biogasanlage dient demnach primär der Erzeugung von Strom und daneben von Wärme, die je nach örtlicher Begebenheit einer Nutzung zugeführt werden kann. Mit dem 8

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung Durchbruch der Biogasaufbereitung zur Erdgassubstitution und der erstmaligen Einspeisung von Biomethan ins deutsche Erdgasnetz Ende des Jahres 2006 [14] ist eine klare Begriffabgrenzung erforderlich geworden. In dieser Arbeit wird fortan die der Begriff Biogaskraftwerk für eine Erzeugungsanlage von Strom und Wärme auf Basis von Biogas, Biomethankraftwerk

für

eine

gleichartige

Anlage

auf

Basis

von

Biomethan

und

Biomethananlage für eine Anlage zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität verwendet. Der Begriff Biogasanlage dient als generelle Bezeichnung einer Anlage zur Erzeugung von Biogas, unabhängig von nachgelagerten Prozessen. Zur Veranschaulichung gibt Abbildung 2.4 eine Übersicht über die Nutzungsmöglichkeiten von Biogas.

Input

NawaRo

Output

Biogas Direktverstromung am Standort

1

Gärreste Transport über Biogasleitung zu nah gelegener Wärmesenke

Aufbereitung und Einspeisung ins Erdgasnetz

3

A

2

KWKAnlage

KWKAnlage

Aufbereitung

(lokal)

Kraftstoff

Biomethan Strom

Wärme

lokaler Wärmebedarf oft nicht vorhanden oder gering

Strom

Einspeisung ins Erdgasnetz

Wärme

Trocknung und Transport

Ausbringung vor Ort

lokaler Düngerbedarf oft gering

B Potenzial zur Wärmenutzung

Wärme

hohe Energieeffizienz

Kraftstoff KWKAnlage Strom Wärme

hohe Energieeffizienz

Abbildung 2.4 – Nutzung der Outputs von Biogasanlagen [i.A.a. 16]

Unter einer großtechnischen BGA werden im Rahmen dieser Arbeit Anlagen mit einer Biogaserzeugungskapazität von mehr als 250 m³ Biogas pro Stunde verstanden – dies entspricht einer elektrischen BHKW-Leistung von etwa 500 kWhel [17]. Zu dieser Leistungsklasse gehörten Ende 2005 derzeit knapp zehn Prozent der deutschen BGA, die etwas mehr als 20% der Gesamtleistung erzielten. Sowohl die Anlagenanzahl als auch der Anteil an der Gesamtleistung sind zwischenzeitlich angestiegen, wobei noch keine endgültigen Zahlen für das Jahr 2006 feststehen [7].

9

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung

2.2 2.2.1

Überblick über den deutschen Biogasmarkt Rechtliche Grundlagen

Die Existenzgrundlage des deutschen Biogasmarkts und insbesondere die zuletzt dynamische Entwicklung beruht maßgeblich auf gesetzlichen Rahmenbedingungen. Als wichtigste Gesetze sind das Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien, kurz: Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mit Wirkung vom 1. April 2000 und dessen Novelle mit Wirkung vom 1. August 2004, die Verordnung über die Erzeugung von Strom aus Biomasse, kurz: Biomasseverordnung (BiomasseV) vom 21. Juni 2001 sowie die EU-Richtlinie 2001/77/EG zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen vom 27. September 2001 zu nennen. Das EEG bezweckt in erster Linie eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung im Interesse des Klimaschutzes und zielt darauf ab, den Anteil erneuerbarer Energien (EE) an der Stromversorgung in Deutschland auf mindestens 12,5% bis zum Jahr 2010 und auf mindestens 20% bis zum Jahr 2020 zu erhöhen. Es ging aus dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 hervor und verpflichtet die Stromnetzbetreiber, Energieerzeugungsanlagen auf Basis von EE, i.e. Wasserkraft, Deponie-, Klär- und Grubengas, Biomasse, Geothermie, Windenergie und solarer Strahlungsenergie, vorrangig an das Stromnetz anzuschließen, den Strom vorrangig abzunehmen und zu vergüten [2]. Die Vergütungssätze schreibt das EEG in Abhängigkeit der elektrischen Anlagenleistung vor, wobei kleinere Leistungsklassen grundsätzlich stärker gefördert werden. Die Sätze gelten in Abhängigkeit des Energieträgers über einen bestimmten Zeitraum und sinken jährlich um einen bestimmten Prozentsatz, um einen Anreiz für Kostensenkungen zu schaffen. Für Strom aus Biomasse und somit aus Biogas wurden die Vergütungssätze 2004 bei der Novellierung verbessert [2]. Die Auswirkungen der Novelle auf den Biogasmarkt werden im folgenden Abschnitt 2.2.2 dargestellt. Die novellierte Vergütung für Strom aus Biogas setzt sich aus vier Teilsätzen zusammen. Zusätzlich zur Mindestvergütung können je nach Art der eingesetzten Substrate und Anlagentechnik maximal drei weitere Vergütungsbestandteile bezogen werden: der NawaRoBonus für die ausschließliche Fermentation von nachwachsenden Rohstoffen im Sinne des EEG, der KWK-Bonus bei konsequenter Nutzung der Abwärme aus der Stromerzeugung und der Innovationsbonus für den Einsatz bestimmter Verfahren und Technologien, wie Stirling-Motor, Brennstoffzelle und Anlagen mit Organic-Rankine-Kreislauf (ORC). Die Höhe der Grundvergütung und Boni sind nach den vier Leistungsklassen gestaffelt. Die Degression um jährlich 1,5% gilt ausschließlich für die Mindestvergütung, die in Abbildung 10

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung 2.5 für das Bezugsjahr 2004 angegeben ist. Ist die Anlage in Betrieb genommen, gilt der Vergütungssatz des Jahres der Inbetriebnahme für eine Dauer von 20 Jahren [2].

EEG (01.08.2004)

bis

150 kWel

500 kWel

11,50

9,90

8,90

8,40

6,00

6,00

4,00

0,00

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

21,50

19,90

16,90

10,40

Mindestvergütung NawaRo-Bonus ct/kWhel

KWK-Bonus Innovationsbonus Summe

5 MWel

20 MWel

25

€/MWh el

20 bis 150 kW el

15

bis 500 kW el

10

bis 5 MW el bis 20 MW el

5 0 2006

2010

2014

2018

2022

2026

2030

Jahr Abbildung 2.5 – Degressive EEG-Vergütung für Biogas-Strom [2]

Bei der Definition von Biomasse und der Festlegung über die zulässigen Verfahren der Stromerzeugung aus Biomasse verweist das EEG auf die Biomasseverordnung [18]. Diese enthält sowohl eine Positiv- als auch eine Negativliste darüber, welche Stoffe als Biomasse gelten und damit bei ausschließlichem Einsatz zum Erhalt der Mindestvergütung für Strom aus Biomasse berechtigen. Wie in Abschnitt 2.1.1 beschrieben, gelten für die Bezugsberechtigung des NawaRo-Bonus’ nochmals strengere Auflagen. Die EU-Richtlinie von 2001 hat zum Zweck, den EE-Anteil an der Stromerzeugung der EU von 14%, bezogen auf das Jahr 1997 auf rund 22% bis 2010 zu steigern [19]. 2.2.2

Status Quo und Potenzial der Biogasnutzung

Seit der Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2004 hat der Betrieb von Biogasanlagen durch verbesserte Vergütungssätze an Attraktivität gewonnen. Zum Jahr der Novellierung gibt es belastbare Statistiken, nach denen 2004 etwa 1,7 TWhel Strom auf Basis von Biogas erzeugt wurden [20]. Dies entsprach 18,1% der Stromerzeugung aus Biomasse, 3% der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (EE) und 0,3% der Gesamtstromerzeugung in Deutschland [21]. 11

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung Seitdem hat sich der Biogasmarkt stark entwickelt. Die Zahl der in Deutschland errichteten Biogaskraftwerke ist von 2.000 Anlagen im Jahr 2004 auf geschätzte 3.500 zum Jahresende 2006 angewachsen. Die kumulierte elektrische Leistung hat sich seit 2004 auf nun etwa 1.100 MWel verdreifacht [22]. Die durchschnittlich installierte elektrische Leistung je BHKW ist seitdem um etwa 70% gewachsen, wie Abbildung 2.6 zeigt.

Anlagenanzahl

3500

Anlagenzahl

1000

3000

Kumulierte elektrische Leistung [MW el]

2500

Durchschnittliche elektrische Leistung [kW el]

800

2000

600

1500

400

1000 200

500

20 05 20 06 *

20 04

20 03

20 02

20 01

20 00

19 99

19 98

19 97

19 96

19 95

19 94

0 19 93

19 92

0

Kumulierte el. Leistung [MW el] Durchschn. el. Leistung [kW el]

1200

4000

Jahr Abbildung 2.6 – Biogasanlagen in Deutschland [22]

Wie in Abbildung 2.7 dargestellt, werden Anlagen mit höheren Leistungen hauptsächlich in den Neuen Bundesländern realisiert. Der Grund für diese Unterschiede liegt im Wesentlichen in den stark abweichenden Agrarstrukturen. Die großen Agrarbetriebe in den neuen Bundesländern betreiben durchschnittlich Biogasanlagen mit sehr hoher Leistung, wohingegen in besonders in den südlichen Bundesländern aufgrund der dominierenden Familienbetriebe und der historisch bedingten großen Anzahl sehr kleiner Biogasanlagen relativ viele kleine Anlagen betrieben werden [7].

12

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung

2,1 1,8 14,0 1,5

1,9

8,0

2,0

2,1

1,4

45,0

0,9 17,0

1,8 % Anlagenzahl in % Durchschnittliche installierte Leistung 400 – 430 kWel 250 – 400 kWel 147 – 250 kWel 110 – 147 kWel 60 – 110 kWel

Abbildung 2.7 – Biogasanlagen in den Bundesländern [20, Eig. Darst]

Das vorhandene Biogaspotenzial von jährlich 72,2 Mrd. kWh verwertbarem Brenngas (Biomethan) wurde mit der oben dargestellten Entwicklung des deutschen Anlagenparks im Jahr 2005 zu unter 10% genutzt.3 Dieses Potenzial umfasst 37 Mrd. kWh/a (51%) aus Ernterückständen und Gülle und 24 Mrd. kWh (33%) aus NawaRo und 7,7 Mrd. kWh/a (11%) aus kommunalen bzw. 3,5 Mrd. kWh/a (5%) aus industriellen Reststoffen [11]. Bis auf einzelne Ausnahmen kann der NawaRo-Bonus aus dem EEG bei der ausschließlichen Vergärung sämtlicher Eingangsstoffe aus der Landwirtschaft, d.h. neben NawaRo auch für den Einsatz von Ernterückständen, Gülle, Grünschnitt, u.ä. bezogen werden4 [2]. Für den Zeitraum bis 2030 wird mit jährlichen Steigerungsraten von 7,2 Mrd. kWh/a auf Basis des Jahres 2005, 11,8 Mrd. kWh/a im Jahr 2020 und 16,6 Mrd. kWh/a im Jahr 2030 gerechnet, Abbildung 2.8. Dabei wird aufgrund zusätzlicher Flächen und jährlicher Ertragssteigerungen das maßgebliche Potenzial im NawaRo-Sektor gesehen, wohingegen bei Ernterückständen und Gülle bzw. Reststoffen annähernd eine Stagnation angenommen wird [11].

3

Bei Annahme eines Heizwerts von 5,5 kWh/m³ Rohbiogas bzw. 10 kWh/m³ Biomethan.

4

Vgl. Definition von NawaRo im Sinne des EEG.

13

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung

Abbildung 2.8 – Quellen von Biogassubstraten und Potenziale bis 2030 [11]

Nach einer aktuellen Studie des Instituts für Energetik und Umwelt (IE) in Leipzig besteht in Gesamteuropa genug Potenzial zur Substratproduktion in maximalem Abstand von 30 km von Transport- und Verteilnetzen, um im Jahr 2020 den jetzigen gesamteuropäischen Erdgasverbrauch mit Biogas bzw. Biomethan zu substituieren [23]. Konservativere Studien, wie eine aktuelle Studie im Auftrag des Bundesverbands der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW), kommen zu dem Ergebnis, dass Biogas mittel- bis langfristig 10% des deutschen Erdgasbedarfs substituieren kann [24]. Diese potenzielle Entwicklung wird von der Selbstverpflichtung der deutschen Gaswirtschaft gestützt, nach der bis zum Jahr 2010 zehn Prozent und bis zum Jahr 2020 20% des Erdgasabsatzes, der als Treibstoff eingesetzt wird, durch Biomethan substituiert werden sollen [25]. Es wird erwartet, dass sich das Marktwachstum bei der Endenergieerzeugung aus Biomasse über den Konversionspfad Biogas nach 2010 nicht mit der bisherigen Dynamik weiterentwickeln wird, sondern Ausdruck eines vorübergehenden Impulses durch das novellierte EEG ist. Ähnlich wie nach dem starken Zuwachs von Erzeugungskapazität nach der Ersteinführung des EEG im Jahr 2000, wird mit einer Abschwächung in den nachfolgenden Jahren gerechnet. Für den Zeitraum 2010 bis 2020 wird ein Wachstum bei der Endenergieerzeugung auf Biogasbasis von jährlich sechs Prozent prognostiziert [20]. Die Wachstumsimpulse des EEG auf den Bioenergiemarkt, im Besonderen auf den Biogassektor, lassen sich auch an der Statistik der Anbaufläche für NawaRo ablesen. Aus Abbildung 2.9 wird ersichtlich, dass im Jahr 2005 bereits auf 1,4 Mio. ha nachwachsende 14

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung Rohstoffe angebaut wurden, bezogen auf das Jahr 2000 kommt dies einer Verdopplung gleich. Von dieser Fläche entfallen aktuell knapp 30 Prozent auf Stilllegungsflächen. Für etwa ein Fünftel der nicht stillgelegten Flächen wird eine Energiepflanzenprämie in Höhe von 45 Euro je Hektar gezahlt. Nahezu 60 Prozent der NawaRo wurden 2005 auf regulären Anbauflächen ohne gesonderte Subvention angebaut, wobei es sich abzeichnet, dass die Energiepflanzenprämie hierfür zukünftig verstärkt in Anspruch genommen wird [26]. 1.400 Stillgelegte Fläche

1.000

Nicht stillgelegte Fläche 800

600

400

Anbaufläche [1.000 ha]

1.200 Nicht stillgelegte Fläche mit Energiepflanzenprämie

200

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

Abbildung 2.9 – Bisherige Entwicklung der Anbaufläche für NawaRo [26]

Für die zukünftige Entwicklung der Anbauflächen für NawaRo bzw. für Energiepflanzen wird angenommen, dass sie mit einer ähnlichen Dynamik zunehmen. Wie Abbildung 2.10 darstellt, wird diese Zunahme überproportional beim Anbau von Biogassubstraten und Festbrennstoffen und weniger im Treibstoffsektor erwartet [11].5

5

Der Unterschied zwischen Abbildung 2.9 und Abbildung 2.10 bezüglich der Gesamtfläche für das Jahr 2005 ist

auf die unterschiedliche Datenherkunft zurückzuführen.

15

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung

Anbaufläche [Mio. ha]

0,35

Stoffliche Nutzung RME/Biodiesel Bioethanol

0,15

0,80

Festbrennstoffe oder Biogassubstrate

0,80

0,25

0,10 0,25 0,80 1,60 0,15

1,15

0,55 2005

2020

2030

Abbildung 2.10 – Entwicklung der Anbaufläche für Energiepflanzen [11, Eig. Darst.]

2.2.3

Marktteilnehmer

Der beschriebene Anstieg von sowohl Anlagenanzahl als auch spezifischer Leistung ist teilweise darin begründet, dass im ursprünglich landwirtschaftlich geprägten Biogasmarkt zunehmend landwirtschaftsfremde Auftraggeber und Betreiber auftreten. „Die Tendenz geht heute zu Modellen, bei denen der landwirtschaftliche Betrieb nicht mehr die zentrale Rolle spielt, sondern unter Umständen nur die Biomasse zur Verfügung stellt oder Arbeitskräfte (...)“ [27]. Auf dieses Weise wird ein Teil der Wertschöpfungskette ausgelagert und damit auch ein Teil der unternehmerischen Risiken des Landwirts. Dieser Trend ist bei den vielen derzeit geplanten Projekten zur Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz noch deutlicher zu erkennen als bei der klassischen Biogasverstromung [27]. Vereinfacht

lassen

sich

Investmentgesellschaften,

die

neuen

Stadtwerke

nicht-landwirtschaftlichen und

Markteilnehmer

Tochtergesellschaften

in

überregionaler

Energieversorgungsunternehmen (EVU) einteilen. Im Vergleich zu vielen landwirtschaftlichen Betrieben haben solche Betreibergesellschaften häufig Vorteile bei Kapitalausstattung und/oder energiewirtschaftlicher Erfahrung, die es ermöglichen, in großtechnische Anlagen mit einer Gesamtleistung zwischen 500 kWel und mehreren MWel zu investieren [27]. Ein bekanntes Beispiel für eine Investmentgesellschaft ist die fondfinanzierte Bau- und Betriebsgesellschaft NAWARO AG mit 20-MWel-Anlagenparks aus 500 kWel-Modulen in Bau und in Planung, vorerst mit Standorten in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg [28]. Auch bei Stadtwerken gibt es zahlreiche Beispiele für wachsende Investitionen in 16

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung großtechnische Biogasanlagen, wie die Stadtwerke Teterow in Mecklenburg-Vorpommern, die einige Biogasanlagen inklusive Aufbereitung mit einer Gesamtleistung von 2,6 MWel errichtet und ab 2007 betreibt [29]. Daneben versuchen ebenso überregionale EVU, teils über Tochter- und Beteiligungsgesellschaften, gezielt ein Biogasgeschäft aufzubauen. Beispielhaft lassen sich E.ON edis mit acht Anlagen mit Leistungen zwischen 160 kWel und 2 MWel in den Neuen Bundesländern [30] oder RWE mit einer 716 kWel-Anlage in Neurath am Niederrhein nennen [31]. Wie

angedeutet,

stoßen

weitere

neue

Teilnehmer

durch

das

wachsende

Netzeinspeisepotenzial in den Biogasmarkt vor. Mittlerweile wird an zwei Orten in Deutschland Biomethan in die Erdgasnetze eingespeist. An erster Stelle ist das Kooperationsprojekt in Pliening bei München mit einer jährlichen Einspeisung von rund 3,9 Mio. m³ bzw. 485 m³/h Biomethan zu nennen. Das zweite Projekt gehört zu den Stadtwerken Aachen mit einer stündlichen Einspeisung von 500 m³ Biomethan in Straelen am Niederrhein. Mittelfristig beabsichtigt die STAWAG bundesweit bis zu 50 Mio. Euro in Anlagen zur Biogaserzeugung und -aufbereitung zu investieren [32]. E.ON Ruhrgas, als einer der größten Gasversorger Deutschlands, gründete im Februar 2007 eine eigene E.ON Bioerdgas GmbH, um die Aktivitäten im Biogassektor zu bündeln [33]. Für den Anteil der Biogasanlagen mit nicht-landwirtschaftlichem Betreiber am deutschen Gesamtmarkt gibt es bisher keine verlässlichen Daten.6 Aufgrund der aufkommenden Investitionsaktivität ist aber davon auszugehen, dass dieses Segment mittelfristig am stärksten

wachsen

wird.

Begünstigende

Faktoren

hierfür

ist

die

fortgeschrittene

Ausschöpfung des Potenzials bei landwirtschaftlichen Biogasanlagen,7 die Tendenz zu großtechnischen Anlagen mit mehr als 500 kWel [7] und der perspektivische Ausbau der Netzeinspeisung von Biogas. Bei eingespeistem Biomethan ist die Vermarktung als Primärenergie, d.h. als Erdgassubstitut nahe liegend, wenngleich diese Variante bisher kaum verbreitet ist. Die Ausnahmen bilden der Verkauf als Treibstoff und der Verkauf von Biomethan als Biomasse an Energieversorger zur Wandlung zu EEG-Strom. So gibt es seit 2006 die erste Biomethantankstelle Deutschlands im niedersächsischen Jameln mit einer Biomethanproduktion von 65 m³/h [34]. Bei dem Einspeiseprojekt in Pliening wird das Biomethan über das Erdgasnetz der Stadtwerke München auf Basis eines 20-Jahres-Vertrags an die E.ON Bayern geliefert, welche wiederum das Biomethan in BHKW 6

Auskunft von Herrn Hofmann, Institut für Energetik und Umwelt gGmbH am 23.01.2007.

7

Aussage von Herrn Dr. da Costa Gomez, Fachverband Biogas e.V. am 25.01.2007.

17

2 Biogas als Möglichkeit der energetischen Biomassenutzung bzw. Brennstoffzellen verstromt und zu den EEG-Vergütungssätzen absetzt [35]. Auf diese Weise wird das Biomethan zwar zunächst als Primärenergie vermarktet, es konkurriert jedoch noch nicht direkt mit konventionellem Erdgas, da es vom Käufer letztlich in den EEGMechanismus zurückgeführt wird. Beim überwiegenden Teil der Biogasanlagen besteht das Geschäftsmodell jedoch nach wie vor darin, das Biogas vor Ort zu verstromen und als EEG-Strom ins öffentliche Stromnetz einzuspeisen [20]. Alternative Vermarktungsmöglichkeiten werden in Abschnitt 3.3 diskutiert.

18

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung Die Bandbreite des wirtschaftlichen Erfolgs oder Misserfolgs in der Biogasproduktion ist sehr groß. Wichtige Erfolgsfaktoren sind die Anschaffungskosten, die Laufzeit des Kraftwerks, die Substratkosten, die Pachtpreise sowie die Verwertungsmöglichkeiten des Gärsubstrats [36]. In diesem Kapitel werden die wichtigsten Aspekte der Wertschöpfung bei der Biogasnutzung in den Stufen Input, Umwandlung und Output diskutiert. Wie in der vereinfachten Abbildung 3.1 dargestellt, entsteht das Betriebsergebnis einer BGA aus dem Produkt der Absatzmengen der Outputstoffe und den jeweiligen Absatzpreisen abzüglich sämtlicher Betriebskosten auf Vollkostenbasis. Auf der Kostenseite gilt ein besonderes Augenmerk den Kosten für die Inputstoffe. Dazu werden in Abschnitt 3.1 die energetischen Eigenschaften von NawaRo gesondert beleuchtet und die dazugehörigen Märkte abgegrenzt. In Abschnitt 3.2 werden im Rahmen der wirtschaftlichen Umwandlung von NawaRo – im Wesentlichen zu Biogas – die Bedeutung der Inputpreise hervorgehoben und die Potenziale einer weiteren Effizienzsteigerung untersucht. Abschnitt 3.3 schließt das Kapitel mit einer Betrachtung von alternativen Vermarktungsmöglichkeiten der Outputstoffe. Grundsätzlich wird im Rahmen dieser Arbeit von der Inanspruchnahme der EEG-Vergütung und somit von festen Absatzpreisen

für

das

zentrale

Output-Produkt

Strom

ausgegangen.

Wesentliche

Stellschrauben liegen somit in der Steigerung der Gasausbeute und in einem effektiven Management der Rohstoffkosten. Preise* Umsatz Absatzmenge

?

Gärreste Biogas

Betriebsergebnis

Strom

(EEG)

(Börse)

Wärme Aufbereitung Kosten

Biomethan Fermentation

Kapital Rohstoffe

Input

Umwandlung

Output

*geschätzt

Abbildung 3.1 – Vereinfachte Wertschöpfung der Biogasnutzung [Eig. Darst.]

19

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung

3.1

Input – Biogas-NawaRo/-Energiepflanzen

3.1.1

Energetische Eigenschaften von Energiepflanzen

Gefördert durch das novellierte EEG aus dem Jahr 2004 werden zunehmend und teils bereits ausschließlich Energiepflanzen zur Biogasproduktion eingesetzt. Am häufigsten werden dabei Maissilage, gefolgt von Körnergetreide, Getreideganzpflanzensilage und Grassilage, in den deutschen Biogasanlagen verwendet, wie Abbildung 3.2 zeigt. Je nach Forschungsfortschritt werden zukünftig wahrscheinlich auch andere Energiepflanzen, wie Sorghum (auch Zuckerhirse oder Sudangras genannt)8 und Sonnenblumen, gegebenenfalls in Verbindung mit einer Zweifruchtfolge in größerem Umfang zum Einsatz kommen [37]. Bei der weiteren Betrachtung der Eigenschaften von Energiepflanzen, die für die Vergärung in BGA vorgesehen sind, wird aufgrund der aktuell vorherrschenden Bedeutung auf die vier Erstgenannten vertieft eingegangen. Relative Häufigkeit [%]

30

Maissilage

25

Körnergetreide

20

Getreide-GPS

15

Grassilage

10

Gras

5

Corn-Cob-Mix

0

Körnermais 0-24

25-49

50-69

70-89

90-99

100

Massenanteil von Energiepflanzen am Substratinput [%]

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Einsatzhäufigkeit verschiedener NawaRo

Abbildung 3.2 – Relative Einsatzhäufigkeit von Energiepflanzen [38, 39]

Für die energetische Bewertung von Biomasse als Energieträger für die Biogasproduktion sind drei Eigenschaften hervorzuheben: Hektarertrag, organischer Trockensubstanzgehalt und spezifischer Biomethanertrag. Um diese Betrachtung durch eine wirtschaftliche Bewertung abzurunden, sind die Kosten für Ernte, Antransport der Biomasse zur BGA sowie Abtransport der Gärrückstände einzubeziehen. Hektarertrag Der Ertrag je Hektar, angegeben in t Feuchtmasse (FM) je ha, ist ein wesentlicher Faktor bei der Produktion von landwirtschaftlichen Erzeugnissen im Allgemeinen und von NawaRo im Besonderen. Ein hoher Hektarertrag ist ein elementares Anbauziel, da dadurch in

8

Angabe von Prof. Zeddies, Universität Hohenheim, in der ZDF-Reportage „Biogas statt Erdgasimporte“ vom

30.01.2007.

20

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung entscheidendem Maß die spezifische Produktionskosten, wie Pacht- und Treibstoffkosten je Outputeinheit, bestimmt werden. Organischer Trockensubstanzgehalt Der Gehalt an organischer Trockensubstanz (oTS) bestimmt den vergärbaren Anteil des Substrats nach Abzug des Wasseranteils und der mineralischen Bestandteile. Ein hoher organischer Trockensubstanzgehalt begünstigt eine hohe Methanausbeute. Spezifischer Biomethanertrag Der spezifische Biomethanertrag hängt vom spezifischen Rohbiogasertrag je Hektar sowie vom Methangehalt des Rohbiogases ab und wird in [m³/t oTS] angegeben.

Methanausbeute [m3 / ha]

9.000 8.000 Energiemais

7.000 6.000 5.000

Silomais

Getreidekörner (Weizen)

4.000 3.000

Zuckerrüben

Getreide-GPS

2.000

Die Kreisgröße entspricht dem relativen Anteil organischer Trockensubstanz.

Grassilage

1.000 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

mit

einer

100

Hektarertrag [t FM / ha] Abbildung 3.3 – Energetische Eigenschaften von Energiepflanzen [40, Eig. Darst.]

Aus

der

günstigen

Kombination

eines

hohen

Hektarertrags

hohen

durchschnittlichen Methanausbeute in m³ je Hektar Anbaufläche wird der Grund für die massive Verwendung von Silomais deutlich. Der Unterschied zwischen gewöhnlichem Silomais und Energiemais liegt darin, dass Energiemais durch höhere Ganzpflanzenerträge einen höheren Hektarertrag erzielt und somit die benötigte Anbaufläche reduziert [40]. Zukünftig sollen die Hektarerträge und Gasausbeuten durch züchterische Erfolge und den Einsatz neuer Pflanzensorten noch deutlich gesteigert werden. Bei der zuvor erwähnten Energiepflanze Sorghum beispielsweise erwartet man im Vergleich zu Silomais eine bis zu 50% höhere Gasausbeute.9

9

Angabe von Prof. Zeddies, Universität Hohenheim, in der ZDF-Reportage „Biogas statt Erdgasimporte“ vom

30.01.2007.

21

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung 3.1.2

Flächenbedarf und Abgrenzung der Rohstoffmärkte

Flächenbedarf Ausgehend von einer elektrischen BHKW-Gesamtleistung von 1 MWel sind für den Jahresbetrieb einer Biogasanlage unter der Annahme der Monovergärung der jeweiligen Energiepflanze die Substratmengen und Anbauflächen aus nachstehender Tabelle 3.1 erforderlich. Tabelle 3.1 – Substratmengen, Anbauflächen und Einzugsradien [40, Eig. Berechn.] Rohstoffbedarf

Fläche

Einzugsradius*

[t FM/Jahr]

[ha]

[km]

Energiemais

22.900

290

3,0

Silomais

19.900

450

3,8

Zuckerrüben

27.600

430

3,7

6.700

960

5,5

Getreideganzpflanzensilage

20.500

1.470

6,9

Grassilage

31.300

1.670

7,3

NawaRo

Getreidekörner

Dieser Berechnung liegen die Annahmen zu Grunde, dass das BHKW stromgeführt und mit einer Volllaststundenzahl von 7.500 h/a betrieben wird. Weiterhin wird ein elektrischer BHKW-Wirkungsgrad von 36% [41], ein Energiegehalt von 10 kWh je m³ Biomethan und ein mittlerer Ernteertrag angenommen [4]. Der erforderliche Mindesteinzugsradius errechnet sich unter der Annahme, dass die umliegende Fläche zu 10% landwirtschaftlich genutzt wird, wie es in einer durchschnittlichen Region der Fall ist [42] und dabei auf dieser Fläche ausschließlich die jeweilige Energiepflanze angebaut wird. Dieser Mindestradius ist den im folgenden Absatz errechneten maximalen Transportradien gegenüberzustellen. Marktabgrenzung Um die relevanten NawaRo-Märkte abzugrenzen, ist zunächst der zentrale Begriff Markt zu bestimmen. Ein Markt bezeichnet im wirtschaftswissenschaftlichen Sinn im Allgemeinen die „Gesamtheit ökonomischer Beziehungen zwischen Angebot und Nachfrage nach bestimmten Gütern innerhalb eines bestimmten Gebietes und Zeitraums“ [43]. Die geografische Ausdehnung eines Marktes ist in der Regel begrenzt durch die Kosten, die zur Überwindung der Distanz zwischen Angebot und Nachfrage anfallen [44], so dass die Abgrenzung des relevanten Marktes in Abhängigkeit der Transportkosten ermittelt wird. Um die maximale Marktausdehnung in Abhängigkeit des Transportaufwandes zu bestimmen, ist zunächst zu klären, in welcher Form Biogas-Energiepflanzen transportiert werden 22

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung könnten. Aufgrund ihrer schüttgutähnlichen Eigenschaften kommen hierzu – neben den praxisbewährten Traktoren und Lkw – prinzipiell auch Güterwaggons und Frachtschiffe in Frage. Perspektivisch kommt die Möglichkeit des Pipelinetransports von Biomasse in Form von Biogas bzw. Biomethan hinzu [23]. Für feste Biobrennstoffe wurden für die einzelnen Transportmittel wirtschaftlich sinnvolle minimale und maximale Entfernungen ermittelt, wie Abbildung 3.4 zeigt [42].

Schiff Bahn Lkw Traktor 0

15

30

50

100

150

200 km Transportentfernung

Abbildung 3.4 – Transportalternativen für biogene Festbrennstoffe [42]

Für Biogas-Substrate wurden bisher keine vergleichbaren Empfehlungen für einzelne Transportmittel in Abhängigkeit von der Entfernung veröffentlicht.10 Es ist somit fraglich, inwiefern die Empfehlungen für Festbrennstoffe auf diese übertragbar sind. Zunächst ist bei der Ausweitung der potenziell einzusetzenden Transportmittel auf Bahn und Schiff zu bedenken, dass dadurch Transportketten mit mehr als einem Lastträger entstehen und ein Umladen der Biomasse, das sogenannte Umschlagen, erforderlich wird. Die dabei entstehenden Umschlagskosten und die reinen Transportkosten für Schiff oder Bahn müssten im Regelfall zu den Kosten für den straßengebundenen Transport hinzugerechnet werden. Zwar ließe sich die Biogasanlage durchaus unmittelbar an ein Schienen- oder Wasserstraßennetz errichten, doch ist die Möglichkeit der Direktverladung von Feld auf Güterwaggon bzw. Frachtschiff aufgrund der Verbreitung der Transportnetze Schiene und Wasser und der erforderlichen Zentralität in Anbetracht der großen Ladekapazität als unwahrscheinlich einzuschätzen. Ein durchschnittliches Binnenfrachtschiff für landwirtschaftliches Schüttgut fasst – ähnlich wie ein durchschnittlicher Güterzug – bis zu 1.000 Tonnen Maissilage [45], das entspricht 20 ha Anbaufläche. Wollte man die Ackerflächen entlang der Donau, beispielsweise in Ungarn, erschließen und die Rohstoffe per Binnenfrachter nach Süddeutschland

10

Auskunft des IE Leipzig am 8.12.2006.

23

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung transportieren so kämen ca. 15 – 18 Euro Transportkosten zu den Lkw-basierten Transportkosten hinzu. Diese errechnen sich aus Kosten von etwa fünf Euro je Tonne für den Transport von Binnenhafen zu Binnenhafen, beispielsweise auf dem Streckenabschnitt zwischen Budapest und Regensburg. Berücksichtigt man die Kosten für den Umschlag der NawaRo vom Lkw auf das Schiff und umgekehrt am Zielhafen und unterstellt man den direkten An- und Abtransport ohne Zwischenlagerung kommen Kosten von ca. zwei bis drei Euro je Umschlagvorgang hinzu,11 d.h. insgesamt beläuft sich der Transport auf zehn Euro für eine Strecke. Bei einem Transport per Bahn bewegen sich die Kosten aufgrund des höheren Energieverbrauchs je Tonnenkilometer noch darüber [45]. Bezogen auf die Transportkosten per Lkw von ca. zehn Euro pro Tonne Silomais im Lokalbereich, d.h. innerhalb von 20 km Entfernung kommt dies einer Verdopplung bis Verdreifachung gleich. Neben dieser rein logistischen Betrachtung sind jedoch zusätzlich die speziellen stofflichen Eigenschaften von Biogas-Energiepflanzen in die Betrachtung einzubeziehen. Wie in Abschnitt 3.1.1 dargelegt, werden zumeist Silagen aus Mais, Getreideganzpflanzen und Gras sowie zukünftig möglicherweise verstärkt aus Sorghum oder Mischkulturen eingesetzt. Doch silierte NawaRo sind nur bedingt transportfähig, da ein Verfaulungsprozess einsetzt sobald der Luftabschluss unterbrochen ist und die Silage an Biogasertragspotenzial verliert [46]. Das unsilierte Häckselgut kann grundsätzlich ebenfalls transportiert werden, doch beginnt es ab einer gewissen Zeitverzögerung zwischen Häckseln und Silieren ebenfalls zu verfaulen. Die Neigung der schnellen Fäulnis wird durch die hohen Wassergehalte begünstigt [46]. Die Betrachtung der Integration von Bahn und Schiff in die Biogas-Substrat-Logistik kommt deshalb aus zwei Gründen vorerst nicht in Frage: „

Kein substituierender, sondern zusätzlicher Transportaufwand

„

Steigende Verluste beim Biogasertragspotenzial durch Verfaulung infolge von Unterbrechung des Luftabschlusses bei Umschlagsvorgängen

Es ist fraglich, ob der gestiegene Transport- und Umschlagsaufwand und die steigenden Verluste beim Biogasertragspotenzial im Einzelfall durch niedrigere Produktionskosten für Biogas-NawaRo in der Anbauregion kompensiert werden können. Diese Transportalternative ist demzufolge mit hoher Wahrscheinlichkeit NawaRo mit sehr niedrigen Wassergehalten vorbehalten, z.B. Getreidekörnern. Weiterhin ermöglicht deren höhere Energiedichte eine größere Transportdistanz.

11

Angabe der Binnenfrachtspedition Kühne + Nagel am 7.12.2006.

24

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung Definiert man die Größe des relevanten Beschaffungsmarktes für Biogas-Energiepflanzen in Abhängigkeit von der maximal sinnvollen Transportentfernung, d.h. unter Berücksichtigung der physischen Erfüllbarkeit einer Lieferung unter der Bedingung der Wirtschaftlichkeit, so ergeben sich auf Basis von rein straßengebundener Anlieferung viele kleine und verstreute Märkte, in der Regel in unmittelbarer Umgebung der Biogasanlage. Abbildung 3.5 zeigt exemplarisch die maximale Marktausdehnung für die beiden Substrate Silomais

und

Weizenkörner

Flächennutzungsmodell

von

in

Thünen.

Anlehnung Danach

an

das

errechnete

wirtschaftsgeografische sich

der

Preis

eines

landwirtschaftlichen Erzeugnisses aus dem maximalen Preis für die Bodennutzung, den ein Landwirt bezahlen könnte, ohne Verluste zu machen (auch Lagerente genannt), abzüglich der fixen Produktionskosten und der Transportkosten [47]. Versteht man die EEG-Vergütung, d.h. die Outputerlöse der Biogasanlage, abzüglich der Anlagenzielrendite und aller fixen und variablen Fermentationskosten als maximal erzielbaren Substratpreis, so ergibt sich die maximal sinnvolle Transportentfernung durch Abzug der Produktionskosten und anschließender Division durch die Transportkosten je Kilometer. Der Berechnung der Obergrenze der Outputerlöse im Beispiel der Abbildung 3.5 liegt der maximal erhältliche Vergütungssatz einer 500 kWel-BGA12 zu Grunde. Die potenziellen Erlöse für den Verkauf von Wärme und des Gärrückstands als Düngemittel sind in dieser Berechnung nicht enthalten. Das Diagramm zeigt die maximale straßengebundene Transportentfernung in Abhängigkeit des maximal verfügbaren Transportbudgets. Es wird deutlich, dass bei einer gewünschten Anlagenrendite von 10%, einem Fermentationskostenanteil von 30% und Rohstoffpreisen von hier 7,6 ct/kWhel für Silomais der maximale Transportradius auf 15 Kilometer begrenzt ist. Beim Alternativsubstrat Weizenkörner, welche in der Regel in geringeren Mengen zur Fermentersteuerung eingesetzt werden, ist dieser Maximalradius bei Einstandspreisen von 10,1 ct/kWhel für Weizen auf etwa 95 Kilometer begrenzt. Bei beiden Einzugsradien ist zu beachten, dass in den hier angesetzten Produktionskosten bereits eine gewisse Transportkomponente für kurze Distanzen vom Feld zum Hof des Landwirts enthalten ist. Werden die Substrate direkt vom Feld zum Anlagenstandort gebracht, sind somit auch längere Distanzen möglich, weshalb dieses Beispiel nicht den

12

Bezogen auf das Jahr 2006.

25

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung gängigen Annahmen eines wirtschaftlich sinnvollen Maximalradius’ von 30 km für BiogasSubstrate widerspricht [23]. 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Silomais Weizen

km

ct/kWhel 20

Rendite Fermentationskosten

15

EEGVergütung

10

Energiepflanzenproduktion Kosten für Transport zur BGA

5 Transportkostengerade Silomais

Transportkostengerade Weizen 0

Maximaler Transportradius Silomais

Maximaler Transportradius Weizen

Abbildung 3.5 – Begrenzung der Transportentfernung durch das EEG [Eig. Darst.]

Dieser Radius definiert das Gebiet, in dem sich die Landwirte als Anbieter und der BGABetreiber als Nachfrager von Biogas-Energiepflanzen treffen müssen. Dies zeigt das natürliche Interesse eines Anlagenbetreibers an einem ausreichenden Substrat-Angebot zu wirtschaftlich tragbaren Einstandspreisen in unmittelbarer Nähe. Der Landwirt hingegen weiß um diese Abhängigkeit und ist auf diese Weise potenziell Angebotsoligopolist mit erheblicher Marktmacht, denn er kann in periodischen Abständen sein Anbauprogramm umstellen und Energiepflanzen für andere energetische Nutzungen mit höherem Transportbudget oder für die Lebensmittel- bzw. Futtermittelindustrie anbauen.

3.2 3.2.1

Umwandlung – Grundlagen der Anlagenwirtschaftlichkeit Bedeutung der Inputpreise für die Anlagenwirtschaftlichkeit

Der relative Anteil der Substrateinstandskosten an den Rohgasgestehungskosten nimmt mit steigender Größe der Vergärungsanlage zu [48]. Vor dem Hintergrund der zunehmenden Trennung von Erzeugung und Nutzung von Biogas werden an dieser Stelle verschiedene Gestehungskosten von Rohbiogas13 und nicht von Strom aus Biogas betrachtet. In der Abbildung 3.6 werden zwei Anlagen mit Erzeugungskapazitäten von 50 bzw. 500 m³/h auf Basis von 90% Maissilage und 10% Gülle mit einer 50m³/h-Anlage auf Basis eines Mixes aus 90% Gülle und 10% Maissilage miteinander verglichen. Während die Substratkosten bei

13

Ca. 52% Methangehalt.

26

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung einer kleinen Vergärungsanlage mit überwiegender NawaRo-Vergärung etwa 50% der Rohgasgestehungskosten verursachen, sind es bei einer 500 m³/h-Anlage bereits etwa 70%. Die spezifischen Rohbiogasgestehungskosten einer solchen Anlage entsprechen bereits annähernd denen aus einer Fermentierung von Gülle zu 50 m³ Rohbiogas je Stunde. Der Grund für den mit steigender Erzeugungskapazität steigenden Anteil der Substratkosten ist Skaleneffekten bei Anlagen- und Betriebsführungskosten zuzuschreiben [11].

Gestehungskosten in ct/kWh

8

6

4

2

0 50 m³/h (90% NawaRo) Substratkosten

500 m³/h (90% NawaRo)

Betriebskosten

50 m³/h (90% Gülle)

Technische und bauliche Anlagen

Abbildung 3.6 – Gestehungskosten von Rohbiogas [11]

Aus dem erhöhten Kostenanteil der Rohstoffkosten an der Gestehung von Rohbiogas bzw. von Strom durch anschließende Wandlung ergibt sich eine höhere Hebelwirkung der Rohstoffkosten in Bezug auf den Gewinn aus dem Anlagenbetrieb. Wie Abbildung 3.7 zeigt, sinkt der jährliche Gewinn einer 1.000 kWel-Anlage bei einer Preissteigerung von einem Euro je Tonne Substrat um 17.500 Euro, wohingegen der marginale Gewinnrückgang bei einer kleineren 300 kWel-Anlage nur 5.250 Euro beträgt. Das Betriebsergebnis in Abhängigkeit der Rohstoffkosten ist bei der größeren Anlage somit dreifach volatiler [48].

27

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung

105.000 1.000 kWel

90.000

500 kWel 300 kWel

Gewinn [€]

75.000 60.000 45.000 30.000 15.000 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Rohstoffpreissteigerung [€/t]

Abbildung 3.7 – Hebelwirkung der Rohstoffkosten [48]

Ein Volumenstrom von 500 m³/h entspricht unter Annahme eines Methangehalts von 52% und einem elektrischen BHKW-Wirkungsgrad von 36% annähernd dem Bedarf einer Biogasanlage mit 1.000 kWel, so dass ein Substratkostenanteil von 70% an den Gestehungskosten von Rohbiogas als guter Richtwert für großtechnische Biogasanlagen auf Energiepflanzenbasis dienen kann. Preisbildung bei Biogassubstraten Für Biogas-Energiepflanzen gibt es bisher unmittelbar keinen Handelspreis und wird es auf absehbare Zeit wahrscheinlich auch nicht geben [49]. Dagegen sprechen die Charakteristika der Energiepflanzen, bei denen es sich im Allgemeinen bis auf Getreidekörner um Silagen handelt.14 Silagen sind durch große Qualitätsschwankungen, insbesondere in Bezug auf den Trockensubstanzgehalt und eine geringe Transportwürdigkeit gekennzeichnet [49]. Diese Eigenschaften stehen einem Handel entgegen [50], so dass eine Preisbildung nur mittelbar stattfinden kann. „Die Marktpreise von NawaRo orientieren sich (deshalb, Erg. d. Verfassers) in der Regel am Deckungsbeitrag von Produktionsalternativen.“ [48].15 Grundlage jeglicher nachhaltigen Preisbildung für Biogassubstrate ist eine langfristige Vollkostendeckung, um dem Rohstofflieferanten erforderliche Ersatzinvestitionen und Instandhaltungsmaßnahmen zu ermöglichen. Abbildung 3.8 zeigt die Kostenstruktur der Energiepflanzenproduktion am Beispiel von Silomais. Dabei werden die variablen

14

Vgl. Abbildung 3.2.

15

Der Deckungsbeitrag ist die Differenz zwischen Erlösen und variablen Kosten.

28

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung Anbaukosten und darauf aufbauend die Vollkosten für die drei möglichen Produktionsstufen „frei Feld“, „einsiliert frei Silo“ und „aus dem Lager“ je Hektar Silomaisanbau in ihren einzelnen Bestandteile dargestellt. Unter der Annahme eines Hektarertrages von 50 Tonnen Frischmasse belaufen sich die Vollkosten von Silomais auf 28,80 €/t FM frei Feld, 36,60 €/t FM frei Silo und 41,80 €/t FM für bereits gelagerte Maissilage. Die variablen Kosten – ohne Berücksichtigung von Festkosten für Maschinen, Gebäude, Pacht und Sonstiges – betragen 15,80 €/t. Die genannten Kosten können regional variieren und die Energiepflanzenprämie sowie mögliche Effekte aus einer eventuellen Nährstoffrücklieferung sind hier nicht berücksichtigt. Die Kosten für Silomais frei Silo sowie gelagerte Maissilage enthalten bereits eine gewisse Transportkomponente [51]. Den letztgenannten Betrag kann beispielsweise ein Landwirt ansetzen, der eine Biogasanlage zusätzlich zum Ackerbau betreibt, und den Fixkostenblock durch andere Betriebszweige verschiedenen

auffangen

kann.

Um

Betriebszweige

einen

korrekten

Biogasanlage

und

Rentabilitätsvergleich Lebensmittel-

seiner

und/oder

Futtermittelproduktion anzustellen, sind die Vollkosten anzusetzen. Ein Anlagenbetreiber mit Rohstoffbelieferung hingegen sollte sich bei der Kalkulation der Rohstoffkosten im Sinne einer langfristig stabilen Lieferbeziehung stets an den Vollkosten orientieren.

2.100

Feste Silokosten

€/ha

Variable Silokosten Arbeitskosten (Ernte)

1.800

1.400

800

400 200

Flächenpacht

Feste Gebäudekosten Feste Maschinenkosten

Variable Anbaukosten

600

Sonstige Festkosten

Vollkosten Silomais frei Feld

1.000

Variable Maschinenkosten (Ernte)

Vollkosten Silomais frei Silo

1.200

Vollkosten von fertiger, gelagerter Maissilage

1.600

Arbeitskosten (Anbau) Variable Maschinenkosten (Anbau) Pflanzenschutz Düngung

Saatgut

0

Abbildung 3.8 – Kostenstruktur von Maissilage zur Biogasproduktion [51, Eig. Darst.]

29

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung Dieses Ziel einer vollkostendeckenden Preisbildung wird eben gerade durch die praxisübliche

Orientierung

am

entgangenen

(positiven)

Deckungsbeitrag

möglicher

Produktionsalternativen verfolgt. Es wird erreicht, wenn die hektarspezifischen Kosten für den Anbau von Energiepflanzen und deren Produktionsalternativen annähernd gleich sind. Gleichzeitig bedeutet dies, dass die Preise für Energiepflanzen an die Marktpreise von Agrarerzeugnissen für den Lebens- und Futtermittelbereich gekoppelt sind. Diese Kopplung ist insofern plausibel, als dass ein Landwirt – je nach Eignung seiner Böden – periodisch entscheidet, welche Feldfrüchte und somit für welchen Absatzmarkt er produziert. Auf diese Weise verzichtet er auf eine gewisse Flexibilität, die durch die Orientierung am entgangenen Deckungsbeitrag kompensiert werden kann. Die Entscheidung für einen bestimmten Absatzmarkt trifft er aus verschiedenen Gründen vor dem Anbau und nicht erst vor der Ernteperiode. Einerseits unterscheiden sich die Qualitätsanforderungen der einzelnen Abnehmermärkte Lebensmittel, Futtermittel und Energiepflanzen teils erheblich, worauf auch die Anbieter von Saatgut reagieren und differenzierte Saaten anbieten [8]. Wird beim Lebensmittelbereich die Pflanzenzucht auf optimale Körnererträge optimiert, versucht man mit Saatgut für den Anbau von Energiepflanzen über möglichst hohen Ganzpflanzenmassenertrag mit hohem Methanpotenzial zu erzielen [52]. Andererseits bewirken Faktoren wie unterschiedliche Einsaat- und Erntezeiten bspw. für Körnermais und Silomais, dass sich ein Landwirt zumeist nur einmal im Jahr auf eine bestimmte Fruchtkombination festlegt [53]. Schließlich stellt die Anwesenheit bzw. Abwesenheit eines Abnehmers innerhalb des wirtschaftlich realisierbaren Transportradius’

das

finale

Ausschlusskriterium

für

oder

gegen

den

Anbau

von

Energiepflanzen dar. Für den BGA-Betreiber bedeutet diese Kopplung im Umkehrschluss, dass sich seine Einstandskosten für die Inputstoffe trotz der fragmentierten Marktsituation [49] an einem (über-)regionalen Agrarmarkt orientieren können. Dieser Zusammenhang wird im Rahmen der Diskussion der Beschaffungsoption Kauf („Buy“) in Kapitel 6 wieder aufgegriffen. Je nach lokaler Angebot- und Nachfragesituation kann der Rohstofflieferant einen zusätzlichen Aufschlag veranschlagen, der letztlich nur durch den Nettoertrag der Biogasanlage begrenzt ist. 3.2.2

Potenziale der Anlageneffizienz zur Gasertragssteigerung

Die prozessseitigen Ursachen für den unrentablen Betrieb vieler stromerzeugender Biogasanlagen sind neben dem Ausfall des BHKW häufig Ausfälle der Zuführtechnik und Störungen des Fermentationsprozesses, die zu vorübergehendem Anlagenstillstand führen [54]. Die Potenziale zur Gasertragsteigerung liegen deshalb einerseits in der Steigerung der 30

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung jährlichen Betriebsstundenzahl, andererseits jedoch in hohem Maße in der Steigerung der spezifischen Gasausbeute. Einer der führenden deutschen Biogasanlagenhersteller – Schmack Biogas – geht davon aus, dass sich die Biogasausbeute in Bezug auf das Raumvolumen des Fermenters nach einer Verdreifachung in den letzten fünf Jahren in den nächsten fünf Jahren noch einmal verdoppeln lässt.16 Darin verbirgt sich ein erhebliches Wertsteigerungspotenzial, denn bereits eine Steigerung des spezifischen Methanertrags um etwa 20% (gleichbedeutend mit einer etwa 40%igen Steigerung des Rohbiogasausbeute) führt zu einer Senkung der Stromgestehungskosten um ca. 0,5 ct/kWhel [55]. Die wesentlichen Potenziale zu Effizienzsteigerung, d.h. zur Erhöhung des spezifischen Biogas- bzw. Methanertrags je kg Substrat werden in der weiteren Erforschung der optimalen

Substratverweilzeiten

sowie

der

Verbesserung

der

durchgängigen

Substratdurchmischung und der Optimierung der Wärmeeintragstechniken mit dem Ziel einer homogenen

Temperatur

gesehen.

Hier

gibt

es

insbesondere

noch

weiteren

Forschungsbedarf bei großtechnischen Anlagen über 500 kWel. Darüber hinaus wird verhältnismäßig viel Gasertragspotenzial infolge einer mangelnden Anpassung der verfügbaren Technik an die tatsächliche Anlagengröße verschenkt. So werden Anlagen für einen großen Durchsatz häufig mit der Technik einer kleinen Hofbiogasanlage ausgeführt. Andersherum geschieht es ebenso, dass Anlagen überdimensioniert gebaut werden und der tatsächliche Durchsatz nach Inbetriebnahme nicht den Auslegungsdurchsatz erreicht [54]. Gelingt es, die Gasausbeute signifikant zu steigern, so ließen sich Biogasanlagen zukünftig auch auf einem relativ hohen Preisniveau für Biogas-Substrate mit wirtschaftlich interessanten Renditen betreiben. Da der Gasertrag und die Stromerzeugung nahezu direkt miteinander gekoppelt sind und die Rohstoffkosten etwa 70% der Rohgasgestehungskosten bei großtechnischen Anlagen betragen,17 ließe eine Verdopplung des Gasertrags durchaus auch eine Verdopplung der Inputpreise zu. Im Sinne einer Steigerung des Gesamtertrags aus dem Anlagenbetrieb ist es jedoch erstrebenswert, Kostensteigerungen insgesamt zu vermeiden.

16

Angabe von Herrn Schmack, Vorstand der Schmack Biogas AG, in der ZDF-Reportage „Biogas statt

Erdgasimporte“ vom 30.01.2007. 17

Vgl. Abbildung 3.6

31

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung

3.3

Output – Alternative Vermarktungsmöglichkeiten

3.3.1

Primärenergie Biogas – Biomethaneinspeisung und Biogasnetze

Bei der Vermarktung von Gas aus NawaRo als Primärenergie ohne örtliche Umwandlung in die Endenergieformen Strom und Wärme ist zwischen der Vermarktung von Biomethan einerseits und grob gereinigtem Rohbiogas andererseits zu unterscheiden. Vereinfacht ausgedrückt,

sind

bei

dem

Absatzkanal

Erdgasnetz

Investitionen

in

Aufbereitungskapazitäten zu tätigen, wohingegen die Vermarktung von Biogas, welches nicht die Anforderungen von Zusatz- bzw. Austauschgas erfüllt, Investitionen in separate Gasleitungen erforderlich macht. Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz Seit der erstmaligen Einspeisung von Biomethan in das deutsche Erdgasnetz Ende 2006 in Pliening östlich von München und kurz darauf in Straelen bei Aachen im Januar 2007 ist dieser Absatzkanal für Biogas faktisch vorhanden [14]. Diesem Vorbild wollen zahlreiche Anlagenbetreiber

im

Jahresverlauf

oder

später

folgen.

Dazu

zählen

neben

Investmentgesellschaften wie in Pliening und Stadtwerken wie in Straelen, auch landwirtschaftliche Betriebe mit großtechnischen Anlagen18 und größere Energieversorger, wie die neu gegründete E.ON Bioerdgas GmbH [33]. Aus der Biomethaneinspeisung ergeben sich vollkommen neue Absatzpotenziale für Biogas, denn

bei

örtlicher

Verstromung

ist

der

Zubau

vielfach

durch

unwirtschaftliche

Betriebskonzepte infolge mangelnden Wärmebedarfs begrenzt [12]. Im Falle einer Einspeisung auf Verteil- und Transportnetzebene lässt sich ein europaweites Absatzgebiet erschließen. In der Einspeisung wird genug Potenzial gesehen, auf europäischer Ebene den gegenwärtigen Erdgasverbrauch bis 2020 durch Biomethan zu ersetzen [23]. Die Einspeisung von Biomethan setzt eine verhältnismäßig aufwendige Gasreinigung und -aufbereitung voraus, die mittlerweile Stand der Technik ist [14]. Es gibt zwei gängige Verfahren, die Druckwasserwäsche und die Druckwechsel-Adsorption, die beide in der Praxis in diversen Einspeiseprojekten in Europa zum Einsatz kommen.19 Bei der Einspeisung von

Biomethan

wird

zwischen

Austauschgas

und

Zusatzgas

unterschieden.

Die

Bestimmungen für Austauschgas sind strenger, denn das Gas muss bei konstantem Druck im Brennverhalten gleichartig zu dem im Netz befindlichen Gas sein, so dass keine Probleme in der Anwendungstechnik entstehen. Erfüllt das Biomethan die Anforderungen an 18

ZDF-Reportage „Biogas statt Erdgasimporte“ vom 30.01.2007.

19

Vgl. http://www.biogas-netzeinspeisung.at/anlagenbeispiele/index.html [Stand: 27.04.2007].

32

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung Austauschgas, darf es im Rahmen der maximalen Netzlast unbegrenzt eingespeist werden. Bei

der

Einspeisung

von

Biomethan

als

Zusatzgas

gelten

schwächere

Qualitätsanforderungen, es darf deshalb nur begrenzt eingespeist werden, damit die erlaubten Schwankungsbreiten nicht überschritten werden [24]. Unter den aktuellen Einspeiseprojekten wird in Pliening Austauschgas und in Straelen Zusatzgas eingespeist. Das energetisch hochwertige Biomethan als Erdgasäquivalent kann als Treibstoff für Erdgasfahrzeuge sowie als Primärenergie zur Erzeugung von Strom und Wärme vermarktet werden. Beim Verkauf als Treibstoff orientiert sich der Biomethanpreis am üblichen Tankstellenpreis für Erdgas. Beim Verkauf von Biomethan zur Umwandlung in Strom und Wärme stehen den Kosten für Aufbereitung, Einspeisung und Transport höhere Erlöse aus Technologiebonus [2]

sowie

Wärmebonus

und

Wärmeverkauf

durch

eine

verbesserte

Wärmepotenzialerschließung gegenüber [11]. Dem Biomethananbieter gibt das EEG insofern den Verhandlungsspielraum, die erhöhten Kosten durch Einforderung der genannten Zusatzerlöse vom Biomethankäufer zu kompensieren. Daneben besteht die Möglichkeit, Biomethan als ökologisch verträgliches Produkt direkt an Privat- oder Gewerbekunden zu vermarkten, wofür es einige Vorbildermodelle im Strombereich gibt [56]. Tatsächlich erhielte der Abnehmer zwar sehr wahrscheinlich fossiles Erdgas, doch würde seine Bezahlung die kostspielige Biomethaneinspeisung ermöglichen. Bilanziell betrachtet könnte der Kunde demzufolge mit Biomethan beliefert werden, da auf seine Bestellung hin die tatsächliche Ein- und Ausspeisung von Biomethan erfolgt und fossiles Erdgas substituiert wird. Biogasnetze Schließlich eröffnet die Verlegung von eigenständigen Gasnetzen, die ausschließlich für den Transport und die Verteilung von Biogas, nicht Biomethan, vorgesehen sind, zusätzliche Vermarktungsoptionen. Auf diese Weise ließen sich einzelne Großverbraucher, wie Industriekunden, oder zusammengeschaltete kleinere Verbraucher, wie Wohnsiedlungen und Gewerbegebiete, mit einer autarken Gasversorgung ausstatten, ohne dass die strengen Qualitätsvorschriften für die Einspeisung in Erdgasnetze eingehalten werden müssen. Darüber hinaus könnte – spiegelverkehrt zur momentanen Entwicklung – Erdgas zur Heizwertregulierung in das Biogasnetz eingespeist werden [57]. Zwar existiert in Deutschland bisher noch kein Biogasnetz, doch es gibt konkrete erste Ansätze.

Ein

bekanntes

Beispiel

hierfür

ist

ein

Projekt

des

Braunschweiger 33

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung Energieversorgers BS Energy und des Abwasserverbandes Braunschweig mit einem Investitionsvolumen von etwa zehn Mio. Euro. Im Umland wird eine 20 km lange Biogasleitung mit einem Durchmesser von 30 Zentimetern gebaut, die in Folgeprojekten weiter ausgebaut werden soll. Die Motivation für den Bau gab die fehlende Wärmesenke am ursprünglich geplanten Standort des Abwasserverbandes, an dem das Biogas lediglich verstromt werden sollte. Stattdessen soll nun das Biogas bis zu einem bestehenden BiogasBHKW des Energieversorgers an einem Standort mit zwei großen Wärmeabnehmern geleitet werden. Der Abwasserverband liefert dabei das Biogas von eigenen Anbauflächen auf Basis eines 20-jährigen Liefervertrags an die BS Energy. Zum neuen Gaswirtschaftsjahr soll die Anlage den Regelbetrieb aufnehmen. Die Anlage hat eine jährliche Erzeugungskapazität von rund sieben Mio. m³, die Pipeline ist für mindestens das doppelte Volumen ausgelegt. Insofern bietet das Projekt genug Kapazität für einige Großlandwirte mit Einspeiseinteresse entlang der Leitung [58]. 3.3.2

Teilvermarktung an Strombörsen

Die Motivation zu einer börslichen Vermarktung von Strom aus Biogas liegt in der Möglichkeit, dass die Spotpreise für Strom in Hochpreisstunden über der EEG-Vergütung liegen. Werden diese Ausnahmestunden genutzt und wird außerhalb dieser der Biogasstrom konventionell zu den Vergütungssätzen des EEG abgesetzt, so lassen sich Erlöse erzielen, die sowohl über den rein börslich erzielbaren Preisen als auch über der rein EEG-basierten Vergütung liegen [1]. Der Wert einer Megawattstunde Strom aus Biogas beträgt unter der Annahme eines 100%ausgelasteten BHKW-Komplexes aus zwei 500-kW-Anlagen mit Inbetriebnahme zu Jahresbeginn 2006 und bei zusätzlicher Vergütung mit NawaRo- und Wärme-Bonus insgesamt 176,1 €/MWhel. Im Jahr 2006 kam es erstmals gehäuft vor, dass die Spotpreise an bestimmten Tagen und in bestimmten Stunden darüber notierten. Seit Novellierung des EEG im Jahr 2004 ist diese Marke insgesamt 112 Mal überschritten worden. Der Durchschnittspreis betrug dabei 151,2 €/MWhel, so dass für jedes voll ausgelastete Megawatt eines Biogaskraftwerks ein zusätzlicher Bruttoerlös von knapp 17.000 Euro hätte erzielt werden können.20 Trotz der degressiven Entwicklung der EEG-Vergütung bei jüngeren Anlagen ist es jedoch keinesfalls ein Automatismus, dass die Spotpreise zukünftig zunehmend über der EEGVergütung liegen werden. Einerseits beträgt die derzeit gültige Gesamtvergütung für die oben beschriebene Anlage - beispielsweise bei Inbetriebnahme im Jahr 2016 - mit 162,6 20

Angaben des Lehrstuhls für Energiesysteme der TU Berlin vom 30. März 2007.

34

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung Euro/MWhel nur knapp acht Prozent weniger als 2006 [2] und andererseits muss der Strompreis in den nächsten zehn Jahren nicht zwangsläufig im erforderlichen Maße steigen. Die Strompreisentwicklung hängt von einer Reihe wichtiger Faktoren ab, u.a. von der Entwicklung der Preise für Primärenergie und Emissionszertifikate [59, 60]. 3.3.3

Wärme

Aufgrund der aktuellen Vergütungsregelung und der gängigen Geschäftsmodelle bei BGA wird gemeinhin davon ausgegangen, dass sich der Anlagenbetrieb nur lohnt, wenn ein weitgehendes Wärmenutzungskonzept existiert. Dies ist häufig eingeschränkt durch eine fehlende Wärmesenke am BHKW-Standort. Wird die Wärme genutzt, erhält der Anlagenbetreiber für jede erzeugte Kilowattstunde Strom, deren Abwärme genutzt wird, einen Wärmebonus von zwei Cent. Die Strommenge wird über die Stromkennzahl des BHKW aus der genutzten Wärme errechnet. Zusätzlich kann aus dem eigentlichen Verkauf der Wärme ein Erlös erzielt werden. Die Vermarktung von Wärme aus Biogas könnte zukünftig durch zwei Faktoren begünstigt werden. Zum Einen durch das zunehmende Wärmenutzungspotenzial in Folge der sich entwickelnden Biomethaneinspeisung und -verfügbarmachung an Orten mit Wärmesenken [24]. Zum Anderen durch die mögliche Einführung eines Erneuerbare Energien Wärmegesetzes (EEW), welches sich in der Gesetzentwurfsphase befindet. Trotz der Wortverwandschaft

wird

es

wahrscheinlich

einen

sehr

unterschiedlichen

Fördermechanismus aufweisen, da es für ein monetäres Anreizsystem in Analogie zum EEG nicht die erforderlichen strukturellen Voraussetzungen im Wärmesektor gibt. Stattdessen wird ein ordnungsrechtlicher Ansatz favorisiert, nach dem es eine Verpflichtung zum anteiligen Mindesteinsatz von Wärme aus regenerativen Energiequellen geben soll. Alternativ dazu soll es möglich sein, eine Abgabe zu zahlen, die zur Förderung von regenerativen Wärmeanlagen eingesetzt werden soll [61]. 3.3.4

Gärreste

Je nach örtlicher Begebenheit und Aufbereitungskonzept lassen sich unter Umständen auch die Gärreste gewinnbringend vermarkten. Wird der Gärrest nicht getrocknet, sondern vergleichsweise transportunwürdig belassen, so sind jedoch besonders in Gegenden mit viel Viehzucht und Biogasanlagen erhebliche zusätzliche Verwertungskosten zu erwarten. Denn bei einer scharfen Begrenzung der Gesamtstickstoffmasse können bei sehr guten Erträgen zur Ausbringung des Gärrestes als organischer Dünger mitunter mehr Flächen erforderlich sein, als zum Anbau in Anspruch genommen wurden [62], wie in Tabelle 3.2 aufgeführt.

35

3 Wertschöpfung der Biogasnutzung Tabelle 3.2 – Flächenbedarf zur Gärrestausbringung [62] Substrat

Maissilage

Getreide-GPS

Grassilage

Futterweizen

Hektarertrag [dt/ha]

550

450

331

259

81

Flächenbedarf zur Ausbringung des Gärrests* [ha]

1,41

1,16

1,14

1,25

0,87

* Bei Begrenzung der Gesamtstickstoffmasse auf 170 kg/ha

Um einen lokalen Gärrestüberschuss und damit verbundene Entsorgungskosten zu vermeiden, bietet sich die Trocknung an, um die Transportwürdigkeit der Gärreste zu erhöhen und damit den Absatzmarkt zu vergrößern. In der Praxis gibt es einige Konzepte zur Umsetzung, wie beispielsweise die Trocknungsanlagen der in Bau und Planung befindlichen Energieparks der NAWARO AG [28]. Zur Förderung der wirtschaftlichen Nutzung der Gärrest- und Wärmepotenziale gibt es Initiativen zur effizienten Verknüpfung von Angebot von und Nachfrage nach Gärresten, gegebenenfalls auch in getrockneter Form, z.B. internetgestützte Gärrestbörsen21 [38]. Trotz der Bestrebungen für eine konsequente Vermarktung stellen Gärreste noch keine flächendeckend gewinnbringende Einnahmequelle einer BGA dar, sondern können dies allenfalls in Gebieten mit Nährstoffmangel und hohem Einsatz von teurem Mineraldünger leisten [62].

21

http://www.gaerrestboerse.de [Stand: 10.05.2007].

36

4 Systematisierung von Risiken und Optionen der Beschaffung von Energiepflanzen

4 Systematisierung von Risiken und Optionen der Beschaffung von Energiepflanzen 4.1

Risikoarten

In Bezug auf Energieversorgungsanlagen, zu denen auch eine Biogasanlage zählt, lassen sich die Risiken in einem ersten Schritt in finanzielle und nichtfinanzielle einteilen [63], Abbildung 4.1. Im Rahmen dieser Arbeit werden nichtfinanzielle Risiken, d.h. operative und rechtliche Risiken ausgeklammert. Bei den finanziellen Risiken liegt der Schwerpunkt bei der Frage

nach

einer

risikominimalen

Beschaffung

von

NawaRo

für

großtechnische

Biogasanlagen auf den Marktrisiken und hierbei – wie in der Abbildung hervorgehoben – auf dem Mengen- und dem Preisrisiko. Davon ist angesichts des hohen Anteils der NawaRoKosten an den variablen Rohbiogas- bzw. Stromgestehungskosten das Preisrisiko aus Sicht der meisten Anlagenbetreiber als einflussreicher einzuschätzen [48]. Das Basis- und Marktliquiditätsrisiko, auf die speziell im Abschnitt 6.3 eingegangen wird, sind dem Preisrisiko nachgelagert [63].

Risikotypen

Finanzielles Risiko

Marktrisiko

Nichtfinanzielles Risiko

Kreditrisiko

Operatives Risiko

Mengenrisiko

Handelspartnerrisiko

Technisches Risiko

Preisrisiko

Kundenrisiko

Organisationsrisiko

Basisrisiko

Personelles Risiko

Marktliquiditätsrisiko

Bewertungsrisiko

Rechtliches Risiko

Abbildung 4.1 – Kategorisierung von Risikoarten [i.A.a. 63]

Ein mögliches Qualitätsrisiko im Sinne geringer spezifischer Methanausbeuten beim Einsatz von minderwertigen Substraten kann als Kombination aus Preis- und Mengenrisiko interpretiert werden und wird deshalb nicht explizit betrachtet. Je nach Beschaffungskanal können Preis- oder Mengenanpassungen vorgenommen werden, um den gewünschten Gasertrag zum Zielpreis zu erreichen.

37

4 Systematisierung von Risiken und Optionen der Beschaffung von Energiepflanzen 4.1.1

Mengenrisiko

Das Mengenrisiko bezieht sich im Rahmen dieser Arbeit in erster Linie auf die zu beschaffende

Energiepflanzenmenge

und

nicht

auf

eventuelle

Gaseinbußen

im

Fermentationsprozess aufgrund mangelnder Substratqualität. Im

Allgemeinen

umfasst

das

Mengenrisiko

hier

das

Risiko,

dass

die

zum

Anlagenvolllastbetrieb erforderliche NawaRo-Menge dem Anlagenbetreiber nicht jederzeit und vollumfänglich ab Inbetriebnahme über die gesamte Anlagenbetriebsdauer zur Verfügung

steht.

Dabei

ist

zwischen

absolutem

und

relativem

Mengenrisiko

zu

unterscheiden. Ein absolutes Mengenrisiko entsteht aus der Möglichkeit, dass die Lieferkette über einen nicht überbrückbaren Zeitraum unterbrochen wird, beispielsweise durch Lieferantenausfall oder eine Naturkatastrophe. Im Gegensatz dazu resultiert ein relatives Mengenrisiko aus Einflüssen, die die Hektarerträge über eine bestimmte Periode deutlich reduzieren können, wie zum Beispiel Schlechtwetter- oder Dürreperioden. Die Gefahr, dass der Bezug einer bestimmten Menge vor Inbetriebnahme der Anlage nicht sichergestellt ist und damit das Genehmigungsverfahren bzw. den Baubeginn verzögert oder einen generellen Investitionsstau verursacht, wird Hold-up-Problem genannt [44]. Es ist Ausdruck

der

starken

Marktposition

der

Rohstofflieferanten

aufgrund

der

kurzen

wirtschaftlich sinnvollen Substrattransportwege.22 Ein Anbietermarkt führt zudem zu einem vermehrten Preisrisiko während des Anlagenbetriebs. Daneben ist das Hold-Up-Problem zum Teil auch eine Frage der konkreten Ausgestaltung der Lieferbeziehung zwischen Landwirt und Anlagenbetreiber. Prinzipiell wird die Belieferung von Biogasanlagen von den Landwirten positiv bewertet, da dadurch – je nach regionaler wirtschaftlicher Situation der Landwirtschaft – ein neuer und vor allem langfristiger Absatzkanal erschlossen wird. Dies gilt jedoch nur unter der Vorraussetzung fairer Lieferkonditionen. Starke Vorbehalte gibt es gegenüber langfristigen Lieferverträgen, in denen die Substratpreise über einen längeren Zeitraum festgeschrieben werden. Landwirtschaftliche Interessensverbände raten den Landwirten von derartigen Verträgen ausdrücklich ab [64]. Das

Hold-Up-Problem

ist

aufgrund

des

zeitlichen

Vorlaufs

nicht

Teil

der

Mengenrisikobetrachtung, verdeutlicht jedoch den hohen Stellenwert, den eine gesicherte Rohstoffversorgung für den Biogasanlagenbetrieb hat und weshalb das Mengenrisiko an erster Stelle betrachtet wird. Die Existenz des Hold-Up-Problems im Biogasmarkt lässt sich stellvertretend an der aktuell etwa 22

einjährigen

Verzögerung

der

Antragstellung

für

die

Genehmigung

des

Vgl. Abschnitt 3.1.2.

38

4 Systematisierung von Risiken und Optionen der Beschaffung von Energiepflanzen Biogasanlagenparks der NAWARO AG im mecklenburgischen Güstrow belegen. Die Verzögerung ist aus stockenden Verhandlungen mit den umliegenden Landwirten über die Belieferung mit Substraten entstanden [65]. 4.1.2

Preisrisiko

Preisrisiken,

insbesondere

Rohstoffpreisrisiken,

bestehen

im

Allgemeinen

für

alle

Unternehmen, deren Geschäftstätigkeit von externen Preisen für Input- bzw. OutputFaktoren

abhängt.

Wertschöpfungskette

Je

nachdem,

weitergewälzt

wie werden

Rohstoffpreisschwankungen können,

lassen

sich

die

abwärts

der

Preisrisiken

abschwächen [66]. Im Spezialfall der Rohstoffbeschaffung für Biogasanlagen ist das Rohstoffpreisrisiko besonders kritisch zu bewerten. Die Vergütung auf Grundlage des EEG ist begrenzt, so dass die Weiterwälzung von Preissteigerungen in Richtung Endverbraucher ausgeschlossen ist. Der Anlagenbetreiber trägt somit das Margenrisiko. Generell dient eine Preisabsicherung jedoch nicht automatisch der Gewinnmaximierung, sondern weist neben einigen Vorteilen auch Nachteile auf. Eine Absicherung kann sowohl eine Verringerung als auch eine Steigerung des Unternehmensgewinns im Vergleich zu einer Nicht-Absicherung zur Folge haben. Im Extremfall kann eine Preisabsicherung sogar einen Verlust bewirken. Viele Unternehmen entscheiden sich deshalb bewusst gegen eine Absicherung, um nicht die Möglichkeit der Teilhabe an fallenden Rohstoffpreisen auszuschließen [67]. Als Argumente für eine Preisabsicherung können fehlende Kenntnisse bei der Prognose von Rohstoffkursen oder mangelnde personelle Ressourcen abseits des Kerngeschäfts eines Unternehmens angeführt werden [67]. Gegen eine Preisabsicherung spricht unter anderem, dass sich auch Wettbewerber innerhalb der gleichen Branchen nicht gegen Preisrisiken absichern. Dies ist jedoch lediglich in Branchen möglich, in denen Preise der produzierten Güter oder Dienstleistungen frei mit dem Rohstoffpreisen schwanken können [67]. Insofern lässt sich eine derartige Preisrisikobehandlung zunächst nicht auf die Biogaswirtschaft übertragen, deren Geschäftsmodelle vorerst von den Absatzmöglichkeiten zu EEGKonditionen dominiert werden.

4.2

Grundlegende Beschaffungsoptionen – „Make-or-Buy“

Unabhängig von der Frage, ob in erster Linie das Preis- oder das Mengenrisiko reduziert werden soll, kann der Anlagenbetreiber bei der Rohstoffbeschaffung zwischen den beiden Alternativen Eigenproduktion („Make“) oder Einkauf („Buy“) wählen. Daneben besteht für einen BGA-Betreiber grundsätzlich die Möglichkeit der Kombination der Alternativen mit 39

4 Systematisierung von Risiken und Optionen der Beschaffung von Energiepflanzen beliebiger Gewichtung, doch wird im Rahmen dieser Arbeit nur eine jeweils 100%ige Anwendung betrachtet. Im Gegensatz zu anderen Primärenergieträgern, die in der Regel aus endlichen Quellen gewonnen werden, kann die Primärenergie Biogas bzw. NawaRo als dessen Ausgangstoffe quasi-kontinuierlich produziert werden. Die Entscheidung zwischen „Make“ oder „Buy“ hängt – neben dem landwirtschaftlichen Fachwissen – vor allem von der Entscheidung für oder gegen die Integration von Anbauflächen als fixkostenintensive Produktionsvoraussetzung ab. Wie in Abbildung 4.2 hervorgehoben, ermöglichen die Alternativen „Make“ und „Buy“ unterschiedliche Schwerpunkte bei der Steuerung bzw. Minimierung des Preis- und Mengenrisikos. Diese Möglichkeiten werden in den nächsten beiden Kapiteln hinsichtlich ihrer Eignung und Umsetzbarkeit untersucht.

Risiken

Optionen

Preis Make Menge

Relativ Absolut

Beschaffung

Preis Buy Menge

Absolut Relativ

Abbildung 4.2 – Optionen und Risiken der Beschaffung [Eig. Darst.]

Das Ziel jeglicher Vorgehensweisen bei der Preis- und Mengenabsicherung sollte sein, über die Dauer der voraussichtlichen Anlagennutzung einen verlässlichen und ausreichenden Rohstoffbezug zu sowohl kalkulierbaren als auch wirtschaftlichen vertretbaren Preisen zu sichern. Die Dauer beträgt mindestens den Abschreibungszeitraum von typischerweise zehn bis fünfzehn Jahren [68] bzw. den Zeitraum der EEG-Vergütung von 20 Jahren. Dies ist auch deshalb unabdingbar, da die Finanzierungspartner dies häufig zur Finanzierungsvoraussetzung machen.23

23

Auskunft der NAWARO BioEnergie AG während einer Besichtigung des BioEnergieparks Klarsee am

24.01.2007.

40

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration 5.1

Ausprägung der vertikalen Integration

Als vertikale Integration wird in diesem Zusammenhang die Einbindung der Anbaufläche als Rohstoffquelle in den Betrieb der Biogaserzeugung verstanden.24 Daneben wird eine partnerschaftliche Variante betrachtet, bei welcher der Rohstofflieferant an der Anlage beteiligt wird. Zwar entspricht diese Variante streng genommen nicht einer vertikalen Integration, sondern einer vertikalen Kooperation.25 Sie wird aufgrund ihrer Praxisrelevanz dennoch in die Betrachtung einbezogen [69]. 5.1.1

Integration der Anbaufläche als Rohstoffquelle

Bei der Integration der Anbaufläche gibt es – ungeachtet der Möglichkeit, dass der Anlagenbetreiber bereits über eigene Flächen verfügt – die beiden Optionen Kauf oder Pacht.

Diese

Beschaffungsvariante

gleicht

den

Strukturen

der

deutschen

Braunkohleverstromung, bei welcher der Kraftwerksbetreiber in der Regel über den Zugriff auf den Tagebau verfügt [70]. Ein Kauf von Ackerfläche steigert die anfängliche Investitionssumme deutlich und kommt nur im Falle eines Wiederverkaufs zum Ende der Anlagennutzung als rentable Option in Frage. Aktuell liegt der Preis für einen Hektar landwirtschaftliche Nutzfläche im Bundesdurchschnitt bei knapp 16.000 € [71]. Für eine 500 kWel-Biogasanlage mit etwa 200 ha Flächenbedarf bei Monokulturanbau fiele demnach eine Investition von ca. 3,2 Mio. Euro an. Bei spezifischen Investitionskosten von etwa 3.500 €/kWel in dieser Anlagengröße [40] würde sich die anfängliche Investitionssumme somit fast verdreifachen. Vorausgesetzt es lässt sich bei Veräußerung der Fläche nach Beendigung der Anlagennutzung ein Gewinn durch gestiegene Bodenpreise realisieren, kann der Flächenkauf trotzdem eine lohnende Variante darstellen. Im Gegensatz dazu führt eine Flächenpacht zu höheren laufenden Fixkosten bis zum Auslaufen des Pachtvertrages. Aktuell liegen die Pachtpreise im Bundesdurchschnitt bei weitgehender Stagnation seit 1990 bei etwa 230 €/ha, in den Neuen Bundesländern jedoch

24

“Vertikale Integration ist die Kontrolle über die gesamte Produktion (...) und bedeutet vollständige Kontrolle über

benachbarte Stufen des Produktions- und Vertriebsprozesses.“ [72] 25

Eine vertikale Kooperation liegt dann vor, wenn sich Unternehmen zusammenfinden, die aufeinander folgenden

Wirtschaftsstufen angehören [73].

41

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration deutlich tiefer bei etwa der Hälfte [71]. Bezogen auf den Bundesdurchschnitt belief sich die Pacht von 200 ha für eine 500 kWel-Anlage auf jährlich 46.000 € bzw. 2,2 ct/kWhel.26 Bei der Frage der Umsetzbarkeit der beiden Optionen ist neben der entstehenden Liquiditätsbindung durch Kauf bzw. den zusätzlichen Pachtkosten die Struktur des Bodenmarktes zu berücksichtigen. Da 60 Prozent aller landwirtschaftlichen Flächen Deutschlands und 90 Prozent der Flächen in den Neuen Bundesländern Pachtflächen sind [74], ist die Option der Pacht von mindestens 200 ha Fläche in einem Umkreis von etwa 20 km als realistisch einzuschätzen. Die Beurteilung der Lage auf dem Kaufmarkt ist komplexer. Sie hängt einerseits vom Marktanteil der erwerbbaren aneinandergrenzenden Flächen von ausreichender Größe und andererseits von der allgemeinen Verkaufsbereitschaft der aktuellen Eigentümer ab. Der Anteil der landwirtschaftlichen Flächen in Privatbesitz liegt bei 36 Prozent [75]. Über die subjektive Verkaufsbereitschaft einzelner Grundbesitzer kann an dieser Stelle keine verlässliche Aussage getroffen werden. Neben dem Zugriff auf die Rohstoffquelle ist bei der Realisierung einer eigenständigen vertikal integrierten Biogasanlage der Aufbau landwirtschaftlicher Kompetenzen von Bedeutung. Hierbei kann wiederum grundsätzlich zwischen dem Aufbau eigener personeller Ressourcen oder der Inanspruchnahme betriebsfremder Fachkräfte, z.B. landwirtschaftliche Lohnunternehmer, gewählt werden. Aus Effizienzgründen ist es naheliegend, hierbei externe Kernkompetenzen dem Aufbau eigener Kompetenzen vorzuziehen [76]. Dieser Aspekt wird im nachfolgenden Abschnitt 5.1.2 wieder aufgegriffen. Ein Praxisbeispiel für die Bewirtschaftung eigener Flächen durch einen Lohnunternehmer ist das Biogasprojekt des Stadtwerks Teterow. Zur Rohstoffversorgung der Anlage mit insgesamt

2,6 MWel

bewirtschaftet

ein

landwirtschaftliches

Lohnunternehmen

die

Ackerflächen, über die das Stadtwerk durch einen Flächenüberlassungsvertrag verfügt [29]. 5.1.2

Beteiligungsmodelle – Energie- und Landwirtschaft als Partner

Trotz einiger erster Ansätze zur Umsetzung der Variante eines eigenständig vertikal integrierten Bioenergieerzeugers ohne landwirtschaftlichen Hintergrund ist dieses Modell bisher überwiegend theoretischer Natur. In der Praxis gewinnen stattdessen Partnerschaften bei

Finanzierung

und

Betrieb

von

Biogasanlagen

zwischen

Landwirtschaft

und

Energiewirtschaft, wozu an dieser Stelle auch Investmentgesellschaften gezählt werden, an Bedeutung. Die Motivation hierfür liegt darin, dass beide Partner von den Kernkompetenzen 26

Bei durchschnittlich 7.500 Volllaststunden pro Jahr.

42

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration des Anderen profitieren. So bringt der Partner aus Energie- bzw. Kommunalwirtschaft in der Regel das erforderliche Kapital und die Erfahrung bei Finanzierung und Betrieb von Energieerzeugungsanlagen landwirtschaftliche/n

in

Partner

die über

Partnerschaft Kompetenzen

ein, bei

während Anbau

der

und

oder

die

Handling

der

Energiepflanzen verfügt [69]. Zudem steigt mit dieser Konstellation die Sicherheit der Rohstoffversorgung und damit die Wahrscheinlichkeit eines dauerhaft erfolgreichen Anlagenbetriebs. Stellvertretend für eine Vielzahl von Partnerschaften wird hier das Kooperationsmodell des kommunalen Energieversorgungsunternehmens (EVU) WestEnergie und Verkehr vorgestellt: Dabei beteiligen sich das EVU zusammen mit der Gemeinde und eine landwirtschaftliche Liefergemeinschaft zu je 50 Prozent an der Finanzierung von Vorbereitung und Bau der Biogasanlage. Zu den gleichen Quoten werden die Parteien während des späteren Betriebs am Ergebnis beteiligt. Die Liefergemeinschaft liefert die NawaRo zu einem gleitenden Preis, der sich aus drei Indizes errechnet und zur Gewährleistung einer bestimmten Anlagenrendite gedeckelt ist,27 und nimmt anschließend den Gärrest zur Ausbringung zurück. Die Gemeinde bringt zudem das Grundstück für die BGA in die Kooperation ein. Das erzeugte Biogas wird in einer KWK-Anlage zu Strom und Wärme gewandelt und zum EEG-Vergütungssatz ins Stromnetz eingespeist bzw. gegen einen Wärmepreis an kommunale Wärmeverbraucher abgegeben. Abbildung 5.1 gibt das Kooperationsmodell noch einmal grafisch wieder. 50 %

32 %

18 %

Landwirtschaftliche Liefergemeinschaft

Energieversorger

Gemeinde

Biomasse Marktpreis*

Ergebnisbeteiligung

Grundstück

Biogasanlage GmbH & Co. Wärme

Wärmepreis

Kombibad | Glasbetrieb | Schule | Wohnheim

Strom

EEG - Vergütung

Öffentliches Stromnetz

*berechnet über eine Preisformel auf Basis der Indizes für 1. landwirtschaftliche Erzeugerpreise, 2. landwirtschaftliche Betriebsmittel und 3. Verbraucherpreise

Abbildung 5.1 – Kooperationsmodell Landwirtschaft - Energiewirtschaft [i.A.a. 77]

Die Anlage soll Ende 2007 in Betrieb gehen und erstmals Strom ins Netz einspeisen, später auch Wärme bereitstellen [77].

27

Vgl. Abschnitt 6.1.

43

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration Von Seiten der traditionellen Biogasmarktteilnehmern mit landwirtschaftlichem Hintergrund wird es als sinnvoll eingeschätzt, diese Form der Kooperation mit der Energiewirtschaft zu intensivieren, so dass der vertikalen Kooperation ein großes Potenzial als zukünftiges Geschäftsmodell zugestanden werden kann [27].

5.2

Mengenausfallrisiko

Bei einer vertikalen Integration bzw. Kooperation in der abgeschwächten Form, reduziert sich das Mengenrisiko weitestgehend auf den relativen Anteil,28 d.h. auf die allgemeinen landwirtschaftlichen Risiken. 5.2.1

Allgemeine landwirtschaftliche Risiken

Biogassubstrate, speziell Energiepflanzen, unterliegen wie alle anderen ackerbaulichen Erzeugnisse bestimmten Ertragsschwankungen. Dafür sind in erster Linie langfristig klimatische Wechsel und Wetterschwankungen im Kurz- und Mittelfristzeitraum die Ursache [78]. Bei ungünstigen Bedingungen lässt sich die Produktion durch den Einsatz von Düngemitteln oder durch Bewässerung nur bedingt stabilisieren [79]. Abbildung 5.2 zeigt die Entwicklung der Hektarerträge der Energiepflanzen Silomais, Zuckerrüben, Körnermais und Winterweizen in Deutschland in den Jahren zwischen 1997 und 2005. Wie daraus hervorgeht, können die Hektarerträge – auch abgesehen von einschneidenden Ereignissen wie der starken Hitze und Trockenheit im Jahr 2003 – von einem ins andere Jahr um über zehn Prozent zurückgehen. Auffällig ist, dass der durchschnittliche Ertrag für Silomais im Vergleich zu den anderen Energiepflanzen – bis auf

650

100

600

90

550

80

500

70

450

60

400 350

50 1997

Silomais

1998

1999

2000

Zuckerrüben

2001

2002

2003

2004

Körnermais einschl. CCM

Hektarerträge [dt] Körnerm ais + Winterw eizen

Hektarerträge [dt] Silom ais + Zuckerrüben

die Ausnahme im Jahr 2003 – sehr stabil ist [80].

2005

Winterweizen

Abbildung 5.2 – Entwicklung der Hektarerträge 1997 - 2005 [80, Eig. Darst.]

28

vgl. Abschnitt 4.1.1.

44

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration Bezogen auf Europa schwanken die Frischmasseertragszahlen für Silomais zwischen 15 bis 60 t/ha, bei Getreide zwischen 2 bis 8 t/ha [23]. 5.2.2

Risikomanagementlösungen der Agrarwirtschaft

Das Risikomanagement hat in der Landwirtschaft aufgrund der Abhängigkeit von externen Faktoren wie dem Wetter eine lange Geschichte. So wurden in diesem Sektor schon vor Jahrhunderten erstmals Warentermingeschäfte zur Steuerung der Absatzrisiken etabliert [66]. Dieses Instrumentarium wird ausführlich in Abschnitt 6.3 behandelt. An dieser Stelle werden die Ernteversicherung als klassische und Wetterderivate als neuere Alternative hierzu vorgestellt [81]. Ernteversicherungen Ernteversicherungen decken bisher lediglich Hagelschäden, doch werden von den Landwirten für die Zukunft Ernte-Mehrgefahren-Versicherungen gefordert, die ein breites Spektrum an Risiken abdecken. Darunter fallen neben Hagel auch Sturm, Frost, starker Niederschlag, Trockenheit und die sogenannte Auswinterung, beispielsweise in Form von Wechselfrösten [82]. Generell

greifen

Ernteversicherungen

bei

extremen

Wettereinflüssen,

welche

die

Ernteerträge signifikant schmälern und im Einzelfall vollständig vernichten können. Doch die Verbreitung von Ernteversicherung in Deutschland ist bislang gering: Einer Umfrage der Raiffeisenbank zufolge würde weniger als ein Drittel der knapp 170 befragten Landwirte eine Ernteversicherung, d.h. eine Hagelversicherung, abschließen [83]. Eine mögliche Ursache hierfür ist die typischerweise hohe Risikoprämie in Verbindung mit einer Nachweispflicht im Schadensfall. In den USA liegt diese Quote weitaus höher, hier versichern 95% der Landwirte ihre Ernte. Dies liegt daran, dass die Versicherung zum Einen in Form einer Katastrophenversicherung mit Hagel, Sturm, Frost, Dürre, Insektenbefall, extremer Nässe, Pflanzenkrankheiten und technischen Problemen bei Beregnungen sehr viele Risiken abdeckt, und zum Anderen staatlich stark unterstützt wird [84]. Für einen rohstofferzeugenden Anlagenbetreiber könnte eine Ernteversicherung interessant werden, wenn sie als Mehrgefahren- bzw. Katastrophenversicherung deutlich mehr Schadensfälle abdecken würde. Wetterderivate Wetterderivate sind ein relativ neues Instrument zur Steuerung des Mengenrisikos, welche prinzipiell dazu dienen sollen, Wetterrisiken zwischen zwei Parteien austauschen zu können. Es handelt sich dabei um Finanzmarktprodukte wie z.B. Forward-Kontrakte, Futures, Optionen oder Swaps, die sich auf Temperaturindizes, Niederschlagsindizes oder andere objektiv messbare Wettervariablen beziehen [85]. 45

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration Nach Einschätzung der Deutschen Bank sind etwa 80 Prozent der weltweiten Wirtschaftsleistung direkt oder indirekt vom Wetter abhängig. Rund 85 Prozent der Wettergeschäfte betreffen Temperaturrisiken [86]. Ein genereller Überblick über die Funktionsweise von Derivaten wird in Abschnitt 6.3 gegeben, an dieser Stelle beschränkt sich die Beschreibung auf allgemeine Merkmale. Im Gegensatz zu Ernteversicherungen lassen sich mit Wetterderivaten auch geringere Ertragsabweichungen – beispielsweise durch geringere Niederschläge – absichern, als durch Ernteversicherungen für vergleichsweise extreme Ereignisse abgedeckt sind. Zudem entfällt die Nachweispflicht für den entstandenen Schaden, denn die Zahlung ist an einen objektiven gemessenen Wetterzustand gebunden. Ein Markt für Wetterderivate bietet außerdem die Möglichkeit, Parteien mit entgegengesetzten Risiken bei einer bestimmten Wetterlage zusammenzuführen [85], beispielsweise eine lokale Biergartenkette mit Präferenz für trockene Tage und einen Biogasanlagenbetreiber mit eigenem Energiepflanzenanbau, der für seine Felder auf einen gewissen Niederschlag angewiesen ist. Obwohl Wetterderivate gegenüber traditionellen Versicherungen Vorteile aufweisen, ist der Markt für diese Produkte in der Landwirtschaft noch relativ klein. Das Marktvolumen liegt weltweit bei 4,3 Milliarden Dollar [86]. So beschränkt sich die praktische Anwendung solcher Derivate im Agrarsektor auf einige wenige Fälle in den USA und Europa, wie beispielsweise eine Kaufoption für hitzestressbedingte Milchmengenverluste in Ohio oder ein Swap für das Energiekostenrisiko im Gewächshaus in den Niederlanden [85]. Ein großes Markthemmnis besteht nach wie vor im Finden von Counterparts mit entgegengesetztem Risikoprofil [1], so dass diese Form der Absicherung für einen vertikal integrierten Biogasanlagenbetreiber höchstens langfristig eine praktikable Lösung darstellen kann.

5.3

Erzeugungskostenrisiko als transformiertes Preisrisiko

Mit der Integration der Rohstoffquelle sind Preisrisikopotenziale wie die Verhandlungsmacht der Lieferanten weitgehend ausgeschlossen. Das Preisrisiko verwandelt sich somit in ein Erzeugungskostenrisiko. An dieser Stelle werden die wesentlichen Einflüsse auf die Erzeugungskosten diskutiert, auf die Vorstellung eines Vorgehens zur Risikominimierung wird verzichtet. 5.3.1

Entwicklung der Kauf- und Pachtpreise für Anbaufläche

Wie bereits im Abschnitt 5.1.1 beschrieben, beläuft sich der gesamtdeutsche Anteil gepachteter Flächen auf 60 Prozent und in den Neuen Bundesländern auf 90 Prozent. Damit liegt Deutschland deutlich über dem Mittel der EU-25 von gut 40 Prozent. In der allgemeinen 46

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration Betrachtung stagnieren die Pachtpreise für landwirtschaftliche Grundstücke seit 1990 weitgehend bei einem Hektarpreis von aktuell etwa 230 Euro [71]. Die Pachtpreise für Anbaufläche können jedoch insbesondere vom wachsenden Biogasmarkt direkt beeinflusst werden. „Gerade in veredelungsstarken Regionen treten Biogasanlagen (…) in Konkurrenz zu Vieh haltenden Betrieben um die ohnehin sehr knappe Fläche.“ [87] Daneben kann der Anbau von Sonderkulturen, wie Erdbeeren, den Pachtpreis treiben. Seit der Einführung des NawaRo-Bonus hat es regional teils starke Preisanstiege gegeben. „2007 werden die Pachtpreise voraussichtlich in denjenigen Regionen ansteigen, in denen die Bioenergie einen starken Aufschwung erfährt (...)“ [71], woraus unter anderem das Risiko eines direkten Transfers der EEG-Förderung, insbesondere des NawaRo-Bonus’, an den Verpächter entwächst [87]. Preismindernd dagegen wirkt der Trend, dass gepachtete Flächen zunehmend verkauft werden. In der Gesamtbetrachtung wird kurzfristig die Entwicklung der Pachtpreise für Ackerland und Grünland29 in Abbildung 5.3 angenommen, die den leichten Aufwärtstrend fortsetzt [88]. (Jahr 2000 = 100) 112 110 108 106 104 102

2004

2005

2006

2007

2008

Ackerland

102,9

104,4

106,0

107,6

109,3

Grünland

103,5

105,3

107,2

109,1

111,1

Abbildung 5.3 – Entwicklung der Pachtpreise 2004 - 2008 [88, Eig. Darst.]

Generell hängen die Preise für landwirtschaftliche Flächen von der Bodenqualität ab, die mit der sogenannten Ertragsmesszahl mit 100 als Maximum angegeben wird. Sowohl die Pachtals auch die Kaufpreise sind für eine durchschnittliche Ertragszahl zwischen 50 und 60 angegeben [71].

29

Mit Grünland werden Flächen bezeichnet, auf denen Gras als Dauerkultur angebaut wird.

47

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration Auf dem Kaufmarkt ist nach Höchstpreisen in den 80er Jahren seit längerem eine deutliche Stagnation zu beobachten, Abbildung 5.4. Die Preise in den Neuen Bundesländern liegen bei unter einem Drittel der Preise in den Alten Bundesländer [71].

Abbildung 5.4 – Entwicklung der Bodenpreise [71]

Ähnlich wie auf dem Pachtmarkt ist es jedoch zu erwarten, dass die Preise in Zukunft steigen werden. In dieser Erwartung legen zunehmend auch professionelle Investoren Geld durch den Kauf von Ackerflächen an [89]. In Anbetracht generell steigender Preise ist es aus Sicht eines Biogasanlagenbetreibers, der eine vertikale Integration anstrebt, demzufolge lohnender, die Fläche zu kaufen statt zu pachten und durch den Wiederverkauf eine zusätzliche Rendite zu erwirtschaften. Das Ausmaß, in dem sich dadurch die Investitionskosten steigern, wurde bereits in Abschnitt 5.1.1 beziffert. 5.3.2

Preisentwicklung der übrigen Produktionsfaktoren

Die übrigen Produktionsfaktoren beim Anbau von Energiepflanzen umfassen – mit abnehmendem Anteil an den Produktionskosten – im Wesentlichen den Maschinenpark für die Ackerbearbeitung,30 Arbeitslöhne, Saatgut und Düngemittel [52]. Abbildung 5.5 zeigt die jährlichen Kostenindizes der Betriebsmittel [90] und der Löhne [80] seit 1996, wobei das Jahr 2000 als Referenzjahr für den Wert 100 dient. Die Investitionen in den Maschinenpark werden hierbei ausgeklammert, zumal die Höhe der Abschreibungen seit Jahren nahezu konstant verlaufen [88]. 30

Erfasst durch Abschreibungen und Energie- und Schmierstoffe.

48

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration

Energie- und Schmierstoffe

130

Düngemittel

115

Saat- und Pflanzgut 100 Arbeitslöhne 85 Betriebsmittel insgesamt 70 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Abbildung 5.5 – Indizes landwirtschaftlicher Betriebsmittel [90, 80, Eig. Darst.]

Insgesamt haben sich die Preise für landwirtschaftliche Betriebsmittel in den letzten zehn Jahren moderat entwickelt, wie der Verlauf der schwarzen Kurve in obiger Abbildung zeigt. Am stärksten sind dabei die Preise für Energie- und Schmierstoffe gestiegen. Die treibenden Faktoren für diese Entwicklung sind der Energieverbrauch und die daraus resultierende Energienachfrage der Volksrepublik China und anderen Schwellenländern und die Zurückhaltung bei Investitionen in Förderkapazitäten in Schlüsselregionen aufgrund politischer Instabilität. Die weitere Entwicklung der weltweiten Energie-, im speziellen der Rohölpreise, ist hochspekulativ Es wird ein Hochpreisszenario mit Preisen nahe 100 USDollar pro Barrel für möglich gehalten [91]. Trotz zunehmenden Einsatzes von biogenen Treib- und Schmierstoffen sind demzufolge weitere Preissteigerungen bei diesem Produktionsfaktor zu erwarten. In Bezug auf die Arbeitslöhne führt insbesondere die hohe Arbeitslosigkeit im Landwirtschaftssektor dazu, dass die Löhne bisher stagnieren [80] und in der nahen Zukunft allenfalls geringfügig steigen werden [88]. Bei Düngemitteln ist zunächst zwischen mineralischen Düngemitteln und sogenannten Wirtschaftsdünger wie Gülle, Jauche und Mist zu unterscheiden. Wirtschaftsdünger fällt überwiegend in viehwirtschaftlichen Betrieben und somit kostenlos an. Zur Herstellung von mineralischem

Dünger

gibt

es

national

wie

international

einige

größere

Produktionskapazitäten, die einen überregionalen Markt bilden [90]. Die Herstellung von mineralischem Dünger ist sehr energieintensiv, so dass die Preise eng mit den Energiepreisen korrelieren könnten. Das Ausmaß der Korrelation ist jedoch durch starken 49

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration Wettbewerb und den Trend zur ökologischen und extensiven Landwirtschaft und einem damit verbundenen Rückgang der Nachfrage nach nicht-organischen Düngemitteln begrenzt. Die Preise werden sich demzufolge dennoch wahrscheinlich weiter nach oben entwickeln, wenn auch mit einer geringeren Dynamik als die Energiepreise [88]. Die Entwicklung der Preise für Saatgut kann je nach Energiepflanze stark variieren. So wird beispielsweise

das

Saatgut

für

Weizen

aufgrund

seiner

Massenguteigenschaften

überwiegend lokal produziert und eingesetzt. Mais und somit auch Silomais hingegen wird mittels Hybridsaaten mit einem deutlich geringeren Bedarf pro Hektar angebaut, so dass die Preisbildung eher überregional erfolgen kann.31

5.4

Zwischenbewertung

Eine vertikale Integration durch Kauf der erforderlichen Fläche wird in erster Linie aufgrund der

hohen

Liquiditätsbindung

über

die

gesamte

Anlagenlaufzeit

höchstens

eine

Ausnahmelösung für wenige hochliquide Investoren darstellen. Daneben könnte es fallweise an hinreichender Verkaufsbereitschaft mangeln. Die vertikale Integration durch Flächenpacht stellt eine weitaus praktikablere Lösung dar. Zwar erhöhen sich dadurch die Rohgasgestehungskosten durch einen zusätzlichen laufenden Kostenfaktor, doch wird im Gegenzug das Steigerungspotenzial bei den Rohstoffkosten aufgrund der Verhandlungsmacht der Substratlieferanten ausgeschlossen. An dessen Stelle könnte wiederum die Verhandlungsmacht des oder der Verpächter treten. Doch es liegt die Vermutung nahe, dass diese aufgrund der erhöhten Verhandlungsmacht einer größeren Nachfragergruppe und aufgrund der stark verkürzten Wertschöpfung der Flächenverpachtung im Vergleich zur Energiepflanzenbereitstellung geringer ist. Mögliche

Kostensteigerungen

bei

den

übrigen

Produktionsfaktoren

träfen

den

Rohstofflieferanten in gleicher Weise wie den autark erzeugenden Anlagenbetreiber und können deshalb in dieser Betrachtung vernachlässigt werden. Die größten Erfolgschancen der Umsetzung der Substraterzeugung durch vertikale Integration

sind

letztlich

der

abgewandelten

Variante

der

vertikalen

Kooperation

zuzurechnen. Dies wird durch die stetig wachsende Zahl an realisierten oder geplanten Biogas-Kooperationen

zwischen

Marktteilnehmern,

Maschinenringe

wie

landwirtschaftlichen oder

und

energiewirtschaftlichen

Liefergemeinschaften

einerseits

sowie

Stadtwerke und kommunale Unternehmen andererseits belegt. Dabei spielt die Einbringung der jeweiligen essenziellen Kernkompetenzen bei Rohstoffanbau und -handling bzw. 31

Auskunft von Herrn Lüdemann, Volksbank Osterburg am 21.02.2007.

50

5 „Make“ – Substraterzeugung durch vertikale Integration Finanzierung,

Errichtung

und

Betrieb

von

Energieerzeugungsanlagen

eine

ausschlaggebende Rolle. Zudem begünstigt die positive Einschätzung der traditionellen Biogasakteure

mit

landwirtschaftlichem

Hintergrund

die

Etablierung

der

vertikalen

Kooperation als Ausprägung der Beschaffungsoption „Make“.

51

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen 6.1

Rolle und Bedeutung des Liefervertrags

Der

Liefervertrag

dient

zur

zeitlichen

und

sachlichen

Regelung

des

Rohstoffbezugsverhältnisses zwischen dem Lieferanten, z.B. einem Landwirt, und dem Betreiber der Biogasanlage [92]. Status Quo bei Lieferverträgen Bei

der

Ausgestaltung

von

Lieferverträgen

zwischen

Betreibern

großtechnischer

Biogasanlagen und Lieferanten landwirtschaftlicher Inputstoffe gibt es einen hohen individuellen Gestaltungsspielraum. Als wesentliche Bestandteile gelten Vertragslaufzeiten und Preisformeln inklusive Abschlagsregelungen für Qualitätsschwankungen [92]. „Die längerfristige vertragliche Absicherung der Rohstoffversorgung (…) zu moderaten Preisen ist schwierig. Landwirte sind zurecht nicht Willens, sich ohne vertragliche Preisgleitklauseln vertraglich zu binden.“ [48] Eine Befragung der Betreiber der eingangs genannten Anlagen industriellen Maßstabs im mecklenburgischen Penkun und im bayrischen Pliening ergab eine große Bandbreite vertraglicher Regelungen. Gegenwärtig werden sowohl Festpreisverträge, teilweise über 20 Jahre, als auch Verträge mit kontinuierlicher Preisanpassung, beispielsweise in Anlegung an den Getreidepreisindex, über wesentlich kürzere Laufzeiten von typischerweise fünf Jahren abgeschlossen. Qualitätsbedingte Preisanpassungen sind beispielsweise bei Abweichen von vertraglich

definierten

Wassergehalten

und

Häcksellängen

oder

anorganischer

Verschmutzung verbreitet.32 Erst der Liefervertrag ermöglicht es, durch darin enthaltene Preisformeln eine belastbare Verbindung zu überregionalen Rohstoffmärkten herzustellen. An dieser Stelle werden deshalb

exemplarisch

verschiedene

Preisbindungsformeln

auf

unterschiedlicher

Berechnungsbasis angeführt. Preisformeln Vom Centralen Agrar-Rohstoff-Marketing- und Entwicklungs-Netzwerk (C.A.R.M.E.N.) kommt ein Vorschlag für die liefervertragliche Bindung des Substratpreises an die wesentlichen Produktionsfaktoren, wie

32

(A) Saatgut

(C) Agrardiesel

(E) Löhne

(B) Dünger

(D) Pacht

(F) weitere.

Angaben der NAWARO Bioenergie AG und der Schmack Biogas AG am 10.01.2007.

52

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Dazu wird die Empfehlung ausgesprochen, zu den jeweiligen Produktionsfaktoren geeignete, d.h. transparente und verlässliche, Einzelindizes einzusetzen, die sich folgendermaßen zu einem Gesamtindex zusammensetzen lassen:

⎡⎛ A Pneu = Palt ⋅ ⎢⎜ a ⋅ neu ⎣⎝ Aalt Die

Wahl

der

⎞ ⎛ Bneu ⎟ + ⎜b⋅ ⎠ ⎝ Balt

einzelnen

(a + b + c + d + e + f = 1)

⎞ ⎛ Cneu ⎟+⎜c⋅ ⎠ ⎝ Calt

Indizes

bleibt

und

den

⎞ ⎛ Dneu ⎟+⎜d ⋅ ⎠ ⎝ Dalt

⎞ ⎛ Eneu ⎟ + ⎜e⋅ ⎠ ⎝ Ealt

insbesondere

jeweiligen

deren

⎞ ⎛ Fneu ⎞ ⎤ ⎟+⎜ f ⋅ ⎟⎥ Falt ⎠ ⎦ ⎠ ⎝

jeweilige

Vertragspartnern

Gewichtung

vorbehalten.

Eine

wesentliche Bedeutung kommt dem geografischen Bezug der Indizes zu, insbesondere bei lokal stark variierenden Faktorpreisen, wie Pachten [92]. Daneben gibt es weitere Vorschläge für kombinierte Indizes, beispielsweise unter gleich gewichteter Berücksichtigung von landwirtschaftlichen Erzeugerpreisen, landwirtschaftlichen Betriebsmitteln und des Verbraucherpreisindizes [77]. Zudem bestehen – wie beim Status Quo erwähnt – eine Vielzahl von Möglichkeiten, den Substratpreis an landwirtschaftliche Erzeugnisse zu koppeln. Wie in Abschnitt 3.2.1 beschrieben, orientieren sich die Preise für NawaRo-Substrate derzeit häufig – im Sinne von Opportunitätskosten - an den entgangenen Deckungsbeiträgen der Produktionsalternativen. Da dies in der Regel Weizen oder Körnermais sind [49], sind Preisformeln in Abhängigkeit der Notierung einer oder beider Rohstoffe bzw. eines Getreidepreisindizes nahe liegend. Diese

beiden

Grundlagen

für

Preisbindungsformeln

–

Produktionsfaktoren

und

Agrarrohstoffe – erscheinen als In- und Outputstoffe der Landwirtschaft geeignet, die Lieferbeziehung zwischen Substratlieferant und Anlagenbetreiber zu variablen Preisen in für beide akzeptabler Weise zu regeln. Eine weiterhin als Grundlage für Preisformeln vorstellbare Rohstoffkategorie ist die Gruppe der fossilen Primärenergien. Nach Angabe der Vertriebsgesellschaft RES Renewable Energy Systems des Einspeiseprojekts in Pliening ist der Verkaufspreis des Biomethans vertraglich an die Notierung für leichtes Heizöl (HEL) gebunden [93]33. Dies bezieht sich wohlgemerkt auf die Preisregelung des Outputs und nicht der Einsatzstoffe. Je nach dem, welche Grundlage für die Preisbindung vertraglich fixiert wird, eröffnen sich den Vertragspartnern, insbesondere dem Substratkäufer, die Möglichkeit einer Absicherung auf dem zu Grunde liegenden Markt. Dieser ist durch seine tendenziell schwache Position in

33

Vgl. Abschnitt 6.3.4.3.

53

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen einem

anbieterdominierten

Rohstoffmarkt

und

durch

die

aktuell

vorherrschende

Preisregulierung durch das EEG mit einem verhältnismäßig hohen Beschaffungspreisrisiko konfrontiert. Für den Lieferanten – in der Regel ein Landwirt – wird die Annahme getroffen, dass ihm zunächst die Möglichkeit genügt, an der generellen Entwicklung auf den Rohstoffmärkten zu partizipieren. Im Abschnitt 6.3 werden die elementaren Absicherungsinstrumente vorgestellt, auf deren Basis in Verbindung mit den eingeführten Märkten ein mögliches Absicherungsmodell skizziert wird.

6.2

Mengenausfallrisiko

Beim Kauf von NawaRo-Substraten reduziert sich das Mengenausfallrisiko im Wesentlichen auf das absolute Risiko im Sinne des Ausfalls eines vertraglich gebundenen Lieferanten [1]. In Bezug auf das relative Mengenrisiko aus Ertragsschwankungen kann davon ausgegangen werden, dass dieses durch vertragliche Festlegung einer zu liefernden Mindestmenge auf den Lieferanten übertragen werden kann. Absolutes Mengenausfallrisiko – Counterpart Risk Das Risiko des Ausfalls eines Lieferanten und der damit verbundenen Liefermenge kann durch zweierlei eintreten. Entweder verstößt der Lieferant bewusst gegen die Erfüllung des Vertrages,

falls

sich

die

Vertragsbedingungen

durch

veränderte

wirtschaftliche

Rahmenbedingungen für ihn verschlechtern [1], oder sein Betrieb gerät aus anderen Gründen in wirtschaftliche Schwierigkeiten, die nicht unmittelbar mit der Erzeugung von Biogas-Substraten zu tun haben. Das Risiko im erstgenannten Fall könnte insbesondere durch variable Substratpreise abgemildert werden. Das des zweiten Falls hängt wesentlich von der Kapitalstärke und Liquiditätsausstattung des jeweiligen Lieferanten ab. Um hierbei das Risiko zu minimieren bieten sich zwei unterschiedliche Wege an, mit denen unterschiedliche Aspekte bei der Risikominimierung verfolgt werden. Eine Vorgehensweise könnte die Diversifizierung von Lieferanten sein, eine andere Möglichkeit liegt in der vertraglichen Bindung einer Liefergemeinschaft, die den Ausfall einzelner Lieferanten im Innenverhältnis löst [94]. Neben dem Einzellieferantenausfall können durch die vertragliche Bindung einer Liefergemeinschaft noch weitere wichtige Probleme einer langfristigen Geschäftsbeziehung mit landwirtschaftlichen Betrieben gelöst werden. Hierzu zählt besonders die Regelung der Hofnachfolge bei Generationswechsel. Aus Sicht der Landwirte besteht die Motivation zum Zusammenschluss

zu

einer

Liefergemeinschaft

darin,

dass

trotz

langfristiger

Lieferverpflichtungen die Möglichkeiten zur Optimierung der Flächenerträge und zur flexiblen Reaktion auf die Entwicklungen der Agrarmärkte für den Einzelnen steigen [94]. Andererseits kann sich das Lieferantenausfallrisiko bei Abschluss eines einzigen Vertrages mit einer 54

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Liefergemeinschaft auf 100% maximieren – je nach dem, welche Rechtsform und Kapitalstärke diese hat.

6.3

Preisrisiko-Management mit Warenderivaten

In vielen Branchen mit stark rohstoffabhängigen Prozessen werden zur Absicherung der Rohstoffpreise – mit unterschiedlicher Intensität – (Waren-)Derivate bzw. (Waren-) Termingeschäfte eingesetzt [67]. Sie ermöglichen es, zukünftige Geschäfte in der Gegenwart gegen eventuelle negative Marktentwicklungen abzusichern. In der jungen liberalisierten Energiewirtschaft in Deutschland hat die Bedeutung von Termingeschäften mit Primär- und Endenergie wie Kohle und Strom sukzessive an Bedeutung gewonnen. Um die politisch geforderten Ausbauziele für Biogas aus landwirtschaftlichen Rohstoffen wie Energiepflanzen zu erreichen, sollte es als erneuerbare Primärenergie in die reguläre Energiewirtschaft und somit auch in die Terminmärkte integriert werden [1]. Daraus und aus dem hohen Anteil der Substratkosten an den Rohgasgestehungskosten – wie in Abschnitt 3.2.1 dargelegt – ergibt sich die Frage, ob und inwiefern sich Warenderivate in die Beschaffung von nachwachsenden Rohstoffen, speziell Energiepflanzen für die Biogaserzeugung integrieren lassen. Denn daneben werden auch in der Agrarwirtschaft die Märkte

zunehmend

volatiler,

so

dass

die

verschiedenen

Instrumente

des

Risikomanagements, wie Warentermingeschäfte, in der Agrarwirtschaft sukzessive mehr Beachtung finden [95]. Vor diesem Hintergrund werden in diesem Abschnitt zunächst die grundlegenden Formen der derivativen Preisabsicherung vorgestellt und anschließend bezüglich ihrer Eignung für den Einsatz zur Preisabsicherung bei Substraten für NawaRo-Biogasanlagen bewertet. Daraufhin wird ein geeigneter Markt für den dem Absicherungsgeschäft zu Grunde liegenden Rohstoff ausgewählt. Derivate Derivate

im

Sinne

des

Kreditwesengesetzes

[96]

sind

als

Festgeschäfte

oder

Optionsgeschäfte ausgestattete Termingeschäfte, deren Preis unmittelbar oder mittelbar abhängen von •

dem Börsen- und Marktpreis von Wertpapieren,

•

dem Börsen- oder Marktpreis von Geldmarktinstrumenten,

•

dem Kurs von Devisen,

•

Zinssätzen oder

•

dem Börsen- und Marktpreis von Waren und Edelmetallen.

55

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Ein Termingeschäft ist weiterhin durch das zeitliche Auseinanderfallen von Vertragsschluss und Vertragserfüllung gekennzeichnet. Es wird sowohl an Börsen als auch bilateral zwischen Over-the-counter-Partnern (OTC) abgeschlossen [63]. Wie in Abbildung 6.1 gezeigt, unterscheidet man im Allgemeinen zwischen bedingten und unbedingten Termingeschäften. Zu den unbedingten Termingeschäften zählen Forwards, Futures und Swaps, zu den bedingten hauptsächlich Optionen und daneben Caps, Floors und Collars. Die Letztgenannten ähneln Swaps, besitzen jedoch ein Optionselement [63] und werden als fortgeschrittene Derivatstypen im Rahmen dieser Arbeit nicht weiter betrachtet.

Termingeschäfte

Unbedingte Termingeschäfte

Forwards

Swaps

Bedingte Termingeschäfte

Futures

Optionen

Caps, Floors, Collars

Abbildung 6.1 – Termingeschäfte [63]

Bei unbedingten Termingeschäften verpflichten sich beide Vertragspartnern, das zu Grunde liegende Geschäft in jedem Fall zu erfüllen. Im Gegensatz dazu hängt die Erfüllung bedingter Termingeschäfte, z.B. Optionen, davon ab, ob der Inhaber von seinem Wahlrecht Gebrauch macht, das optionierte Geschäft tatsächlich durchzuführen. Man spricht deshalb in diesem Zusammenhang auch von einer asymmetrischen Risikoteilhabe, während bei unbedingten Termingeschäften neben dem Verlustrisiko auch die Gewinnchance ausgeschlossen ist [66]. Die folgende Tabelle 6.1 stellt bedingte und unbedingte Termingeschäfte in ihren wesentlichen Eigenschaften gegenüber.

56

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Tabelle 6.1 – Charakterisierung von Termingeschäften [66] Derivate

OTC-Optionen, Forwards, Swaps

Optionen, Futures

Handel

außerbörslich

an der Börse

Vertragsparameter

sind individuell nach Kundenbedürfnissen vereinbart; oft mit gewissen marktgängigen Parametern

sind standardisiert (sachlich, räumlich, zeitlich, persönlich)

Liquidität

je nach Marktsegment und Geschäft unterschiedlich

zumeist recht hoch

Laufzeiten

kurz-, mittel- und langfristig

tendenziell ausschließlich kurz- und nur zum Teil mittelfristig

Bonitätsrisiko

tragen Käufer gleichermaßen

Transparenz

meist gering; nur in besonders liquiden Märkten sehr hoch

sehr hoch

Margins

sind individuell ausgehandelt

sind standardisiert

Geldfluss

erst bei Lieferung bzw. Ausübung bzw. an einzelnen Abrechnungsterminen; lediglich Optionsprämie im Ausgangszeitpunkt

täglicher Gewinn- und Verlustausgleich im Rahmen des Marking to the Market des Börsen-Clearing;

Effektive Erfüllung

ist häufig beabsichtigt

lediglich ein geringer Prozentsatz der Kontrakte wird erfüllt; Ausgleich durch Gegenkontrakte überwiegt

und

Verkäufer

übernimmt Clearing-Stelle

Neben den allgemeinen Charakteristika ermöglicht auch das dem Derivat zu Grunde liegende Gut34 eine Unterscheidung. So können sämtliche Derivate in drei große Gruppen unterteilt werden: erstens Agrar-, Industrierohstoff- und Energiederivate als Warenderivate, zweitens Finanzderivate auf Basis von Aktien, Aktienindizes, Zinsen und Währungen und drittens die Gruppe der weiteren Derivaten wie Kredit-, Wetter- und Katastrophenderivate [66]. Wenngleich Finanzderivate heute den Großteil der gehandelten Derivate ausmachen, so liegen die Ursprünge des Derivate- bzw. Terminhandels hauptsächlich im Warensektor und hier in der Landwirtschaft. Eine besondere Rolle spielte dabei die Warenterminbörse Chicago Board of Trade (CBoT), an der in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts zum ersten Mal preis- und mengenmäßig standardisierter Handel stattfand und damit dem Termingeschäft zum Durchbruch verhalf [97]. Für die weitere Entwicklung der Arbeit sind die Warenderivate von zentraler Bedeutung. Energiederivate werden hauptsächlich für Rohöl, Heizöl, Erdgas und Strom gehandelt. Bei 34

Häufig auch Basiswert oder Underlying genannt.

57

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Derivaten auf Industrierohstoffe wird zwischen Industrie- bzw. Edelmetallen und NichtMetallen wie Bauholz, Altpapier oder Zellstoff unterschieden. Agrarprodukte unterteilen sich in pflanzliche Erzeugnisse wie Weizen, Mais, Soja, Baumwolle und Kakao neben vielen anderen und tierische Produkte wie u.a. Schweinebäuche, Lebendschweine und Mastrinder. Häufig werden landwirtschaftliche Erzeugnisse auch als „Soft Commodities“ bezeichnet. Dazu zählen der strengen Definition nach jedoch lediglich die vier Agrarrohstoffe Kaffee, Kakao, Zucker und gefrorenes Orangensaftkonzentrat [98]. Im Gegensatz zu Finanzderivaten werden gleiche oder ähnliche Warenderivate kaum in ausreichendem

Umfang

parallel

an

verschiedenen

Börsenplätzen

gehandelt.

Der

Warenderivatehandel findet in der Regel an Spezialbörsen statt, die dort umgesetzten Kontraktvolumina sind Indizien für die jeweilige Bedeutung eines Rohstoffs an einem bestimmten Handelsplatz [66]. Als Übersicht über die grundlegenden Warenderivate für die anschließende detaillierte Beschreibung dient folgende Tabelle 6.2. Tabelle 6.2 – Überblick Warenderivate [66] Märkte

Forward- bzw. Future-Märkte (unbedingt)

Rohstoff- und

ƒ

Commodity Price Swaps

Absatzgütermärkte

ƒ

Forwards/Futures auf

- Agrarprodukte

- Agrarprodukte

- Industrierohstoffe

- Industrierohstoffe

- Energie

(Warenmärkte)

Optionsmärkte (bedingt) Optionen auf

- Energie

6.3.1

Unbedingte Warentermingeschäfte

Unbedingte Termingeschäfte hängen bei der Erfüllung von keiner Kondition ab, wobei dies nicht zwangsläufig zur physischen Bewegung des Basiswerts zum Erfüllungstermin führt, sondern häufig durch Barausgleich erfolgt oder das Geschäft durch ein kompensierendes Gegengeschäft glattgestellt wird. Zu den grundlegenden unbedingten Termingeschäften zählen Forwards und Futures, die sich hauptsächlich durch den Grad der Standardisierung unterscheiden, und Swaps [66]. 6.3.1.1

Forwards und Futures

Ein Forward ist ein nicht standardisierter Terminkontrakt. Er wird in der Regel bilateral zwischen zwei OTC-Partnern ausgehandelt und ist auf spezielle Anforderungen der Handelspartner zugeschnitten. Nichtsdestotrotz können auch Forwards über den OTCHandel an Dritte weitergegeben werden. Ein Future ist im Gegensatz zum Forward ein 58

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen standardisierter Vertrag über die Lieferung und Abnahme einer bestimmten Menge eines bestimmten Basiswerts zu einem im Voraus festgelegten Preis zu einem späteren Zeitpunkt [66]. Futures werden vorwiegend an Terminbörsen gehandelt und sind bei Rohstoffen die gängigste Art eines Termingeschäfts.35 Forwards und Futures ermöglichen – wie die zuvor beschriebenen Optionen – verschiedene Absicherungsstrategien. Aufgrund der Standardisierung erfolgt die weitere Beschreibung der Funktionsweise eines Absicherungsgeschäfts auf Basis von Futures, wenngleich auch Forwards eine Preisabsicherung sowohl in Verkaufs- als auch in Kaufsituationen ermöglichen. Verkaufsabsicherung Eine Verkaufsabsicherung wird auch Short Hedge genannt und kommt in Betracht, wenn die sich absichernde Partei im Besitz des Basiswerts ist, den er zu einem zukünftigen Zeitpunkt zu einem heute bestimmbaren Preis verkaufen möchte. Bezogen auf den Betrieb einer BGA wäre diese Konstellation von Bedeutung, wenn der Betreiber seine Outputs Strom und/oder Biomethan an den entsprechenden Energieterminmärkten verkaufte. Vor dem Hintergrund der Konzentration auf die Rohstoffkäuferrolle des BGA-Betreibers auf der Inputseite wird diese Absicherungsvariante hier nicht weiter betrachtet. Kaufabsicherung Eine Kaufabsicherung – ein Long Hedge – ist die Möglichkeit für einen Käufer, sich über eine Futures-Konstruktion heute einen bestimmten Preis für den Kauf eines Rohstoffs in der Zukunft zu sichern. Dies trifft auf die Marktposition eines BGA-Betreibers zu und wird hier vertieft betrachtet. Der Rohstoffkäufer kauft dabei einen Future zu dem Preis, den er für den späteren Kauf der eigentlichen Ware zu zahlen beabsichtigt. Diese Position stellt er zum Zeitpunkt des eigentlichen Warenkaufs durch einen kompensierenden Futures-Verkauf glatt und nutzt die Differenz zwischen Kauf- und Verkaufspreis auf dem Terminmarkt, um den Unterschied zwischen gewünschtem und tatsächlichem Preis für die physische Ware auf dem Kassamarkt auszugleichen [67]. Angenommen, ein Mehlproduzent hat eine Lieferung zu erfüllen, die am 15. Oktober den Kauf von 1.000 t Mahlweizen erfordert. Der Futures-Kurs für den Oktoberkontrakt liegt bei 110 €/t und der Mehlproduzent erwartet Preissteigerungen. Um sich den Futures-Kurs als 35

89% aller Rohstoffkontrakte [121].

59

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen späteren Kaufpreis am 15. Oktober zu sichern, kauft er heute 20 Terminkontrakte zu je 50 t für insgesamt 110.000 €. Am 15. Oktober beträgt der Kassapreis 120 €/t und liegt damit tatsächlich über dem Futures-Kurs vom 30. Mai. Da der Liefermonat für den Mahlweizenkontrakt der Oktober ist, ist anzunehmen, dass der Futures-Kurs etwa gleich dem Kassapreis ist. Das Unternehmen stellt nun durch Verkauf der 20 Futures die LongPosition vom 30. Mai glatt und erzielt einen Gewinn von etwa 10.000 € aus dem FuturesGeschäft. Die 1.000 t Mahlweizen kauft es am Kassamarkt für 120.000 €, so dass es insgesamt etwa 120.000 € - 10.000 € = 110.000 € für den Mahlweizen zahlt und damit den Zielpreis von 110 €/t erreicht. Fällt der Kassapreis wider Erwarten auf 100 €/t, so verliert das Unternehmen etwa 10.000 € durch das Futures-Geschäft und bezahlt insgesamt – nach dem Kauf des Mahlweizens am Kassamarkt für 100.000 € – etwa 100.000 € + 10.000 € = 110.000 € und erreicht damit ebenfalls den anvisierten Preis, wie Abbildung 6.2 nochmals zusammenfasst.

Preisanstieg Terminmarkt Kauf am 30. Mai

Preisabfall

Kassamarkt

Terminmarkt

- 110.000 €

- 110.000 €

120.000 €

100.000 €

Verkauf am 15. Oktober Kauf am 15. Oktober

-120.000 € 10.000 €

Saldo Kaufsumme

- 120.000 €

Kassamarkt

-100.000 € -10.000 €

- 110.000 €

- 100.000 € - 110.000 €

Abbildung 6.2 – Preisabsicherung mit Futures [Eig. Darst.]

Eine Absicherung mittels Futures kann jedoch in den seltensten Fällen zu 100% erfolgen. Dazu müssten der Kassamarktpreis für den Basiswert zum Kauftermin und der Terminmarktpreis

am

Verfallstag

des

Futures-Kontrakts

exakt

gleich

sein.

Die

wahrscheinliche Differenz dazwischen wird Basisrisiko genannt, welches beim Absichernden liegt [67].

60

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Basisrisiko Gegen eine vollständige Absicherung des Rohstoffbezugspreises auf Basis von Futures sprechen unter anderem folgende Gründe [67], die in ihrer Gesamtheit das Basisrisiko ergeben:

„

Die Eigenschaften der Ware, deren Preis abgesichert werden soll, sind nicht identisch mit denen der Ware, die als Basis für den Future dient. Beispielsweise bei einer Absicherung von Futterweizen über einen Mahlweizen-Future.

„

Der Absichernde kann den Tag des physischen Warengeschäfts nicht exakt im Voraus bestimmen.

„

Die Absicherungskonstellation kann erfordern, dass eine Futures-Position lange vor dem Ende der Kontraktlaufzeit geschlossen wird.

Als Basis wird folglich die Differenz zwischen Tageskurs (Kassapreis) der abzusichernden Ware und Futures-Kurs des eingesetzten Kontrakts bezeichnet. Ist die abzusichernde Ware in ihren Eigenschaften identisch mit denen des Underlyings, kann grundsätzlich von einer Basis gleich null am Verfallstag des Futures ausgegangen werden [67]. Zuvor kann die Basis sowohl positiv als auch negativ sein, wobei sie bei Futures mit sehr kurzer Laufzeit, beispielsweise den sogenannten Frontmonaten, null sein sollte. Eine Situation, bei welcher der Futures-Kurs oberhalb des Kassapreises liegt, wird Contango genannt, die entgegengesetzte Marktsituation heißt Backwardation. Diese Bezeichnungen sind unabhängig von allgemein fallenden oder steigenden Märkten, Abbildung 6.3. Für das Phänomen Backwardation ist noch keine abschließende rationale Erklärung gefunden worden. Denn Waren aus Termingeschäften müssten aufgrund von Lager- und anderen Vorhaltekosten gewöhnlich teurer sein als solche aus Kassageschäften. Beispielsweise ist der

Rohöl-Futures-Markt

als

einer

der

wichtigsten

Rohstoff-Terminmärkte

in

der

Vergangenheit überwiegend von Backwardation geprägt gewesen. Agrarrohstoffe hingegen befinden sich in der Regel in Contango-Situationen [99].

61

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

Contango

Backwardation

€

€

€

t

t

€

t

Futurekurs Kassapreis

t Futurekurs Kassapreis

Abbildung 6.3 – Contango und Backwardation [Eig. Darst.]

Prolongieren einer Preisabsicherung – Rollover Die Notwendigkeit für das Prolongieren von Futures, auch Überrollen oder Rollover genannt, liegt darin, dass das angestrebte Enddatum der Absicherung hinter dem Lieferdatum aller aktuell verfügbaren Kontrakte liegt. Um dennoch das Zieldatum der Absicherung zu erreichen, wird der auslaufende Future vor Ablaufen des Liefertermins glattgestellt und ein jüngerer Future mit weiter reichender Laufzeit gekauft. Dieser Vorgang kann theoretisch beliebig oft wiederholt werden. Abbildung 6.4 zeigt den schematischen Ablauf einer solchen rollierenden Absicherung.

Futures zur Sicherung der Lieferung in t = 1 Rollover-Kette zur Lieferung in t = 2 Rollover-Kette zur Lieferung in t = 3 Rollover-Kette zur Lieferung in t = n-1 Rollover-Kette zur Lieferung in t = n t=1

t=2

t=3

t = n-1 t = n

Physische Lieferung des Basiswerts in t Abbildung 6.4 – Schematischer Ablauf eines Rollovers [Eig. Darst.]

Kritisch beim Prolongieren ist die Liquidität der einzelnen Futures, da der spätere Kontrakt kaum vor dem Ablaufen des aktuellen Kontrakts gehandelt wird. Oft sind es nur wenige Monate, in denen zwei Kontrakte des gleichen Rohstoffs in ausreichenden Mengen parallel gehandelt werden. Dabei hängt die Definition für eine ausreichende Liquidität von den 62

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Anforderungen des handelnden Akteurs ab. Selbst bei Rohöl als stark gehandeltem Rohstoff mit Futures-Laufzeiten von bis zu einigen Jahren kann dies nur in den letzten sechs Monate vor dem Kontraktende der Fall sein [100]. Von der Länge der Phase, in denen ein Future und sein Nachfolger mit ausreichender Liquidität parallel gehandelt werden, hängen die Transaktionskosten und Risiken eines Rollovers ab, der eine Absicherung weit über die Futures-Laufzeit hinaus ermöglicht. Je weniger Monate ausreichend liquide gehandelt werden, desto öfter muss der Future gerollt werden. Als wesentlich herauszustreichen ist dabei das Risiko, bei Wechsel der Futures durch geringe Preisunterschiede in Contango-Situationen Verluste zu machen. Sei es, dass bei einem Short Hedge verkaufte Positionen per Rückkauf geschlossen werden und der Folgekontrakt nur unter dem Kaufpreis verkauft werden kann. Oder im Falle eines Long Hedges bei dem per Verkauf geschlossene Positionen zu einem höheren Preis zurückgekauft werden müssen. Unabhängig von der Hedge-Absicht bedeuten diese möglichen Differenzen zwischen Schlusspreis des aktuellen und Eröffnungspreis des folgenden Futures ein Verlustrisiko, da diese Lücken am Ende der Absicherungsperiode für den beabsichtigten Hedge fehlen. Bei Backwardation wiederum entsteht bei jedem Rollvorgang ein gewisser Gewinn [99]. Abbildung 6.5 verdeutlicht das Risikopotenzial des Rollovers bei Kursdifferenzen zwischen auslaufendem und nachfolgendem Future in Contango-Situationen. €

+ 8 Futures-Kursanstieg November – September - 2 Verlust aus zweimaligem Rollover im Februar und Juni = 6 Nutzbarer Kursgewinn für die Absicherung des Kassapreisanstiegs

+2

OktoberKontrakt

-1 +3

JuliKontrakt

-1

+1

MärzKontrakt

Nov

Kauf Verkauf Feb Mrz

Jun

Jul

Sep Okt

t

Abbildung 6.5 – Rollover-Verlustrisiko bei Contango [Eig. Darst.]

63

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen In der Wirtschaftsgeschichte sind verschiedene reale Fälle zu finden, in denen langfristige Absicherungen über Futures vorzeitig beendet wurden und zu großem wirtschaftlichen Schaden geführt haben. Der prominenteste Fall ist dabei die misslungene Langzeit-HedgeStrategie

der

MG Refining

and

Marketing

Inc.

(MGRM),

Tochtergesellschaft

der

Metallgesellschaft AG, im Jahr 1993, die zu einem wirtschaftlichen Schaden von etwa 1,9 Mrd. US-Dollar führte. Ausschlaggebend dabei waren der hohe Liquiditätsabfluss infolge von erhöhten Nachschussforderungen seitens der Clearing-Stelle und der Marktumschwung von Backwardation in Contango [100]. Um die Verlustrisiken beim Überrollen zumindest zu minimieren, gibt es verschiedenen Möglichkeiten. Beispielsweise lässt sich der Überrollzeitpunkt innerhalb des letzten Terminmonates hinauszögern, falls die Differenz zwischen den beiden betroffenen Futures sehr ungünstig ist, wobei ein solches Taktieren eine ausgeprägte fachliche Erfahrung erfordert [101]. Weiterhin nimmt mit zunehmender Anzahl der Überrollvorgänge die Bedeutung der Transaktionskosten zu. Unter der Annahme eines Prolongierens im halbjährlichen Rhythmus fallen über einen Zeitraum von 20 Jahren insgesamt 40 Transaktionen mit erheblichen Volumina in der Anfangsphase an. Unterstellt man einen Rhythmus von zwei Monaten verdreifacht sich diese Anzahl. Die wesentlichen Risiken bei Rollover-Vorgängen bei Futures sind [100]: ƒ

Liquiditätsengpässe aus Verlusten in Contango-Situationen In Contango-Situationen liegt der Futures-Kurs über dem Kassapreis. Während sich der auslaufende Future dem Kassapreis bis auf die Basis annähert, liegt der Kurs des Futures, in den hineingerollt wird, darüber.

ƒ

Liquiditätsengpässe durch Margins-Nachzahlungen Die

Sicherheitseinlagen

(Margins

oder

Margen)

werden

auf

Basis

der

Kassapreisverläufe täglich neu berechnet. Sinkt der Kassapreis, fordert die ClearingStelle vom Inhaber eines Futures höhere Margenzahlungen (Margin-Calls). Entwickelt sich ein Terminkontrakt zu Ungunsten des Anlegers, bekommt er von seinem Margenkonto den Verlust abgezogen. Sinkt dadurch das Margenkonto unter die Erhaltungsmarge, so wird der Anleger aufgefordert Geld nachzuzahlen. ƒ

Potenziell großer bis überhöhter Markteinfluss auf die Futures-Kurse Der Einfluss ist erhöht, da durch den langen Zeitraum große Kontraktvolumina einer bestimmten Laufzeit gebunden werden können.36

36

Im Fall MGRM betraf dies 10-20% aller einmonatigen Rohöl-Futures zum Zeitpunkt der Krise.

64

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Um diese Risiken zu minimieren, käme es gegebenenfalls in Frage, einen solchen Rollover unter

Inkaufnahme

zwischenzeitlich

steigender

Marktpreise

über

kürze

Absicherungsperioden auszulegen, wodurch das langfristige Preisrisiko wieder stiege. Daneben gibt es verschiedene Ansätze, eine optimale Hedge Ratio – das Verhältnis zwischen den Kontraktanzahlen über den Zeitverlauf der mehrperiodigen Absicherung – zu berechnen [100]. Diese Betrachtung wird an dieser Stelle jedoch nicht vertieft, im Rahmen dieser Arbeit wird lediglich auf die prinzipiellen Risiken einer langfristigen Absicherung auf Basis von Rohstoff-Futures hingewiesen. 6.3.1.2

Swaps

Swaps sind ebenfalls unbedingte Termingeschäfte und bezeichnen im Allgemeinen einen Tausch. Dieser Tausch beinhaltet grundsätzlich den Austausch zweier Zahlungsströme, von denen mindestens einer von einem gehandelten Basiswert abhängt. Swaps sind ein OTCProdukt und meist wird jeder Swap einzeln ausgehandelt. Dabei agieren häufig Finanzinstitutionen oder andere OTC-Partner als Partner des Swap-Geschäfts oder als deren Vermittler [102]. Bisher gebräuchlich sind vor allem Zins- und Währungs-Swaps [66], doch kann ein Swap auch zum Abschluss eines Festpreisgeschäfts für Rohstoffe eingesetzt werden. Ein Swap kann

dabei

sowohl

von

einem

Rohstoffkäufer

zur

Begrenzung

des

maximalen

Einkaufspreises, als auch von einem Rohstoffproduzenten zu Sicherung eines minimalen Verkaufspreises eingesetzt werden. So können bei einem Rohstoff-Swap die Geschäftspartner beispielsweise die Vereinbarung treffen, nach welcher sich der Rohstoff- bzw. Swap-Käufer verpflichtet, für eine bestimmte Menge der Ware zu festgelegten zukünftigen Zeitpunkten einen Festpreis an den SwapVerkäufer, z.B. eine Bank, zu zahlen. Dieser wiederum verpflichtet sich, dem Swap-Käufer den Marktpreis eines Basiswerts zum jeweilig vereinbarten Zeitpunkt zu zahlen. Ein Rohstoffverkäufer hingegen empfängt vom Swap-Verkäufer einen Festpreis im Austausch gegen eine variable Zahlung. Beide Vorgänge werden auch „fixed-for-floating“ oder „plain vanilla

swap“

genannt

[66].

Der

Swap-Verkäufer

berechnet

für

die

Absicherungsdienstleistung im Falle eines Kaufabsicherung in der Regel einen Zuschlag und im Falle einer Verkaufsabsicherung einen Abschlag auf den Festpreis [103]. Bei einem solchen „fixed-for-floating“ wird der Rohstoffpreis an einem bestimmten Punkt fixiert und stellt damit für einen der beiden Swap-Partner (den Käufer) einen Höchstpreis, für den anderen einen Mindestpreis dar. Bei der Bestimmung des festen Preises können unter anderem – sofern verfügbar – die Futures-Kurse der abzusichernden Periode, sowie Marktvolatilität und -liquidität herangezogen werden [103]. Jedes Abweichen des 65

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Marktpreises von dem im Swap festgelegten Festpreis bringt für einen der beiden SwapPartner einen Gewinn, für den anderen einen Verlust in gleicher Höhe. Der Austausch der Zahlungsströme beschränkt sich auf die resultierende Differenz zwischen dem vereinbarten Fixpreis und der variablen Zahlung [104], die es wiederum ermöglichen, Preisbewegungen bei physischen Rohstoffgeschäften mit einem Dritten auszugleichen, Abbildung 6.6.

Festpreis OTC-Partner

Anlagenbetreiber Marktpreis Marktpreis

Rohstoff

Rohstofflieferant

Abbildung 6.6 – Schema eines Rohstoff-Swaps [66, Eig. Darst.]

Das Unternehmen, das durch steigende Preise benachteiligt wäre, wird auf diese Weise vor Steigerungen geschützt. Andererseits entfällt auch die Teilhabe an Preissenkungen. Dies gilt bei fallenden Preisen analog für einen Rohstoffverkäufer, welcher mit der Begrenzung der Verluste auch auf die Chance auf einen Preisanstieg verzichtet [105]. Neben verpassten Chancen bestehen im Rahmen eines Swap-Geschäfts gewisse Markt-, Basis-, Ausfall- und operative Risiken. So kann die frühzeitige Beendigung für den SwapKäufer – je nach Marktsituation – zu zusätzlichen Kosten führen, um sich aus dem Kontrakt herauszukaufen. Das Basisrisiko eines Swaps hängt wie bei Futures davon ab, inwieweit der Kurs des Basiswerts für die variable Zahlung mit dem Rohstoffpreis des eigentlichen physischen Geschäfts korreliert. Das Ausfallrisiko liegt in der Bonität des absichernden OTCPartners über die Länge der Laufzeit. Die operative Risiken schließlich, resultieren aus der Geschäftstätigkeit der Bank, beispielsweise aus ihrer störungsfreien Versorgung mit Marktinformationen [103]. Das Zahlungsmuster eines Swaps ähnelt im Ergebnis dabei dem eines Forwards bzw. der Kombination mehrer Forwards, allerdings können – je nach Vereinbarung – bei einem Swap mehrere Zahlungen über die Laufzeit und nicht erst am Liefertermin anfallen [104]. Die wichtigsten Voraussetzungen für den Abschluss eines Rohstoff-Swaps sind erstens ein Basiswert mit Preisschwankungen in beiderlei Richtungen und zweitens gut entwickelte und liquide Kassa- und Futures-Märkte [106]. Als OTC-Geschäft führt es tendenziell zu einem höheren Aufwand beim Auffinden von Geschäftspartnern (Counterparts). Swaps sind eine 66

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen typische Möglichkeit der Preissicherung für Rohstoffe, die stark bei Energieträgern wie Rohöl und Erdgas [1], Metallen wie Aluminium und Kupfer oder Grundstoffen wie Papier und Zellstoff eingesetzt werden [107]. Die meisten Swaps werden für Rohöl angeboten [105]. Der Einsatz von Swaps auf den internationalen Agrarmärkten war für diese Arbeit nicht genau zu bestimmen, eine Recherche ergab eine gewisse Verbreitung in Australien [103]. Ein Vorteil von Swaps gegenüber Futures liegt – wie bei Forwards – in den individualisierbaren Laufzeit, so dass der oder die Kontrakte bei Laufzeitende nicht in eine neue Periode überrollt werden müssen. Weiterhin lässt sich die Kontraktzahl reduzieren, so dass weniger Transaktionskosten als bei einem Bündel aus mehreren Futures mit Standardgröße

anfallen

[104].

Bei

einem

Swap

entstehen

zudem

meist

keine

Maklergebühren und es werden auch keine Nachschussforderungen (Margin Calls) fällig [103]. 6.3.2

Bedingte Warentermingeschäfte

Bedingte Warentermingeschäfte sind überwiegend Optionen. Diese werden je nach Ziel und Besitz des Ausübungsrechts in vier Grundpositionen unterschieden, wie Abbildung 6.7 zeigt. Mit dem Kauf einer Option wird das Recht erworben, ein Wertpapier oder eine Warenposition in der Zukunft zu einem vorab bestimmten Preis zu kaufen oder verkaufen. Wichtig zum Verständnis der Funktionsweise ist, dass es zu jedem Kauf auch einen Verkäufer bedarf, der die entsprechende Gegenposition einnimmt, d.h. bereit ist, den Basiswert auf Verlangen des Optionsinhabers zu verkaufen oder zu kaufen [108]. Bei Optionen differenziert man weiterhin zwischen amerikanischen und europäischen Optionen, die sich durch den Ausübungszeitpunkt unterscheiden. Während der Inhaber einer amerikanischen Option über einen festgelegten Zeitraum von seinem Ausübungsrecht Gebrauch machen kann, beschränkt sich dies bei europäischen Optionen auf das Ausübungsdatum am Ende der Laufzeit. Die Bezeichnungen sind historisch, beide Varianten werden weltweit gehandelt. Eine wichtige Eigenschaft von Optionen ist durch die Möglichkeit gegeben, mit geringem Kapitaleinsatz eine große Wirkung erzielen zu können. Denn der Optionspreis beträgt in der Regel nur einen Bruchteil des Basiswerts, den sich der Inhaber bei Kauf der Option sichert [66].

67

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

Optionsprämie

Optionsprämie Unbegrenztes Gewinnpotenzial

15

Kaufoption

15

10

10

5

5

(Call)

5

100

110

120

-5

Aktienkurs am Verfallstag

5

- 10

- 10

- 15

- 15

Optionsprämie

100

110

120

-5

Aktienkurs am Verfallstag

Unbegrenztes Verlustpotenzial

Optionsprämie Begrenzter Gewinn in Höhe der Optionsprämie

15

90

10

Verkaufsoption

5

(Put)

5 5

-5

90

100

110

Aktienkurs am Verfallstag

- 10 - 15

Begrenzter Verlust in Höhe der Optionsprämie

Inhaber (Long-Position)

5 -5

90

100

110

Aktienkurs am Verfallstag

- 90

Stillhalter (Short-Position)

Abbildung 6.7 – Grundpositionen bei Optionsgeschäften [108]

Vorraussetzung für den geregelten, d.h. börslichen Handel von Optionen ist, dass der Basiswert an liquiden Märkten gehandelt wird, damit der Wert der Option jederzeit ermittelbar ist. Für nicht liquide Basiswerte werden sogenannte OTC-Optionen von zugelassenen Händlern wie Investmentbanken angeboten [108]. Ist bei einer Kaufoption die Differenz zwischen dem Kassakurs des Basiswerts und dem optionierten Preis (Basispreis) positiv, so spricht man davon, dass eine Option im Geld ist („in the money“). In diesem Fall hat die Option einen sogenannten „Inneren Wert“. Gleiches gilt bei einer Verkaufsoption für die Differenz zwischen Basispreis und Kassakurs. Ist die Differenz gleich null, ist die Option „at the money“. Bei einer negativen Differenz wird von „out of the money“ gesprochen und es lohnt sich nicht, von der Option Gebrauch zu machen, da der Basiswert am Kassamarkt günstiger zu kaufen ist. Die Ausübung einer Option erfolgt jedoch häufig nicht durch den tatsächlichen Kauf das Basiswerts, sondern entweder durch Barausgleich oder durch Glattstellung, d.h. durch Umkehr des zuvor getätigten Geschäfts, z.B. Rückkauf bei vorher gegangenem Kauf [66]. Im vorliegenden Fall könnte die gewünschte Absicherung von Rohstoffpreisen in Erwartung steigender Preise mit Hilfe des Kaufs einer Kaufoption, ein sogenannter Long-Call, realisiert werden. Gemäß dem Beispiel in Abbildung 6.7 erwirbt der Käufer für zehn Einheiten die Option, den Basiswert für 100 Einheiten an bestimmten oder wählbaren Zeitpunkt zu kaufen. 68

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Liegt der Rohstoffpreis am Ausübungstag über 100, so entsteht dem Optionsinhaber ein Gewinn. Übersteigt der Preis des Basiswerts 110 Einheiten resultiert liegt die Option selbst nach Abzug der Optionsprämie in der Gewinnzone. Ab diesem Preisniveau ist das Gewinnpotenzial bei einem weiteren Ansteigen unbegrenzt, so dass der Optionsinhaber steigende Preise auf dem Rohstoffmark des Basiswerts weitgehend, d.h. abzüglich der Optionsprämie und sonstiger Transaktionskosten ausgleichen kann. Bei starkem Kursanstieg profitiert der Absichernde durch den potenziellen Überschuss zweifach. In dieser Hebelwirkung liegt – neben dem Motiv des Absicherns – ein wesentlicher Anreiz zum Kauf von Optionen. Im Gegenzug besteht die Gefahr des Totalverlusts der Optionsprämie, falls Option „at the money“ oder „out of the money“, wobei dieser Verlust – je nach Optionsprämie – absolut begrenzt und damit kalkulierbar ist. Problematisch bei Optionen ist die kurze Laufzeit von oft nur wenigen Monaten [108]. 6.3.3

Qualitative Bewertung der Eignung der Warentermingeschäfte

Die Bewertung der drei eingeführten Typen von Warenderivaten wird über drei wesentliche Kriterien vorgenommen, deren Relevanz sich aus unter anderem aus den speziellen Anforderung des Betriebs einer Biogasanlage ergibt: ƒ

Langzeittauglichkeit

ƒ

Transaktionskosten

ƒ

Liquiditätsbindung

Diese Kriterien sind im Rahmen dieser Arbeit folgendermaßen zu verstehen: Langzeittauglichkeit Das eingesetzte Derivat sollte über den gesamten kritischen Kalkulationshorizont der BGA für eine verlässliche Preisabsicherung sorgen. Dies ist in der Regel – und somit auch innerhalb dieser Kriteriendefinition – der gängige Abschreibungszeitraum von zehn bis fünfzehn Jahren bzw. der gesamte EEG-Vergütungszeitraum von 20 Jahren. Eine derivative Absicherung ist somit langzeittauglich, wenn sie über einen Zeitraum von mindestens 10 Jahren zu konstruieren ist; zumindest für einen signifikanten Anteil der Substratliefermengen. Die Höhe dieses Anteils kann je nach Risikobereitschaft des Anlagenbetreibers und/oder seiner Financiers variieren. Transaktionskosten Bei Abschluss von Termingeschäften entstehen Transaktionskosten, die sowohl einmalig als auch über die gesamte Laufzeit der Absicherung anfallen können. Zudem bestehen – je nach den derivatspezifischen Möglichkeiten der Konstruktion einer langfristigen Absicherung 69

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen einerseits und Marktlage andererseits – gewisse Verlustrisiken bei der Verlängerung, die hier auch den Transaktionskosten zugeordnet werden. Je geringer und je kalkulierbarer die Transaktionskosten sind, umso geeigneter ist die derivative Absicherung. Liquiditätsbindung Absicherungsgeschäfte binden nach Abschluss in unterschiedlicher Höhe liquide Mittel. So sind bei einigen Termingeschäften nur einmalig Zahlungen bei Ausübung fällig, bei anderen wiederum über den gesamten Zeitraum der Absicherung. Je geringer die Bindung von liquiden Mitteln, desto geeigneter ist das Absicherungsgeschäft. Die qualitative Bewertung der drei grundlegenden Termingeschäfte Optionen, Futures und Swaps sind in Tabelle 6.3 zusammengefasst. Tabelle 6.3 – Qualitative Bewertung der Warentermingeschäfte [Eig. Darst.] Kriterium / Termingeschäft

Optionen

Futures

Swaps

Langzeittauglichkeit

-

+

++

Transaktionskosten

-

+/-

+/-

Liquiditätsbindung

+

--

++

++: sehr geeignet, + geeignet, +/- indifferent, - ungeeignet, -- sehr ungeeignet

In der hier vorgenommenen Bewertung der einzelnen Termingeschäftsarten fließen insbesondere folgende der zuvor genannten Aspekte ein: Optionen sind in der Regel kurzläufig, lassen sich nicht wie Futures durch Überrollen verlängern und sind somit nicht langzeittauglich. Hinsichtlich der Transaktionskosten sind sie ebenfalls ungeeignet, da durch den Optionspreis - wenn auch gering im Vergleich zum Basispreis – ein unwiederbringlicher Aufwand entsteht. Bei OTC-Optionen kommt ein gewisser Aufwand für das Finden eines OTC-Partners hinzu. In Bezug auf die Bindung liquider Mittel ist die Bewertung positiv, da die Bezahlung des Basispreises im Falle der Ausübung einer Kaufoption erst bei Ausübung erfolgen muss. Futures sind durch die Möglichkeit des Überrollens prinzipiell langzeittauglich, doch sind im Rahmen dieser Arbeit keine erfolgreichen Absicherungen über einen Zeitraum von 10 Jahren bekannt. Dies ist hauptsächlich durch die hohe Liquiditätsbindung begründet, da bei konsequenter Umsetzung ein Futures-Paket für den gesamten Zeitraum gekauft werden müsste

und

zudem

tägliche

Ausgleichzahlungen

fällig

sind.

Die

regelmäßigen

Transaktionskosten wie Maklergebühren bei Kauf, Glattstellung und Verlängerung sind durch den hohen Grad der Standardisierung als indifferent einzuschätzen. 70

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Swaps eignen sich durch die meist individuelle Verhandlung der Vertragsparameter am besten für eine langfristige Absicherung. Zusätzlich zum Gewinnzuschlag auf den Festpreis entsteht dadurch zwar ein gewisser Aufwand für die Suche eines Swap-Counterparts, doch entfallen im Gegenzug die Maklergebühren, die bei einem standardisierten Produkt anfallen. Hinsichtlich der Liquiditätsbindung ist ein Swap als uneingeschränkt geeignet zu bewerten, da im Gegensatz zu Futures lediglich Differenzzahlungen anfallen. In der Gesamtbetrachtung werden Swaps insbesondere aufgrund der ausbleibenden Bindung liquider Mittel und aufgrund der hohen Langzeittauglichkeit als das am ehesten geeignete Termingeschäft identifiziert. 6.3.4

Qualitative Bewertung der Eignung verschiedener Basismärkte

Nachdem zuvor die am ehesten geeignete Form eines Warenderivats identifiziert wurde, wird darauf aufbauend ein geeigneter Markt zur Umsetzung identifiziert. Dies geschieht durch

Bewertung

der

drei

prinzipiell

in

Frage

kommenden

Märkte

für

erstens

Produktionsfaktoren, zweitens Agrarrohstoffe und drittens Energieträger, die in einem gewissen Konkurrenzverhältnis zu Biogas bzw. Methan stehen. Die Bewertung der genannten Basismärkte geschieht unter den folgenden zwei Kriterien: ƒ

Beidseitige Akzeptanz des Markts des Basiswert für die Preisbindung

ƒ

Handling in Verbindung mit dem Warentermingeschäft

Als drittes relevantes Kriterium käme prinzipiell die Liquidität, d.h. die verfügbare Menge des Derivats bei standardisiertem Handel bzw. die Zahl der verfügbaren Counterparts für OTCAbsicherungsgeschäfte, in Frage. Dieses Kriterium wird an dieser Stelle ausgeklammert vor dem Hintergrund der eingangs formulierten These, dass sich bei weiterer Forcierung des Bioenergiemarkts eine ausgeprägte Nachfrage nach derivativen Absicherungsmöglichkeiten in Analogie zum jungen deutschen Strommarkt entwickeln wird. Die beiden zuvor genannten Kriterien werden in dieser Arbeit folgendermaßen definiert: Beidseitige Akzeptanz Wie zuvor beschrieben, hängt die Effektivität der Absicherung von der Korrelation des Basiswerts des Derivats mit dem Basiswert der Preisformel im Liefervertrag ab. Für eine maximale Korrelation sollten beide Basiswerte identisch sein. Erfolgskritisch hierfür ist, inwieweit der rohstoffliefernde Landwirt den vom Käufer gewünschten Basiswert in der liefervertraglichen Preisformel akzeptiert. Die Akzeptanz des potenziellen Counterparts des Absicherungsgeschäftes fällt nicht unter dieses Kriterium. Da dieses Kriterium sehr subjektiv 71

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen sein kann, dient als Bewertungsgrundlage das Ausmaß, in dem der Rohstofflieferant durch seine Geschäftstätigkeit, d.h. durch den Anbau von Energiepflanzen, bisher mit dem Basismarkt in Berührung gekommen ist. Handling Das Handling beschreibt den Aufwand, der aus dem Umgang mit der Absicherung auf Basis eines bestimmten Basismarkts bzw. einer Kombination von Basismärkten, wie im Falle der Märkte für Produktionsfaktoren. Je weniger komplex das Absicherungskonstrukt ist, umso einfacher ist das Handling der Absicherung und umso geeigneter ist der Basismarkt. In Analogie zu der Bewertung der Termingeschäfte ist die qualitative Bewertung der drei in Frage kommenden Basismärkte in Tabelle 6.4 zusammengefasst. Tabelle 6.4 – Qualitative Bewertung der Basismärkte [Eig. Darst.] Kriterium / Basismarkt

Produktionsfaktoren

Agrarrohstoffe

Energieträger

Beidseitige Akzeptanz

++

++

-

Handling

--

++

++

++: sehr geeignet, + geeignet, +/- indifferent, - ungeeignet, -- sehr ungeeignet

Bei dieser qualitativen Marktbewertung sind die folgenden Gesichtspunkte ausschlaggebend: Der Markt der Produktionsfaktoren setzt sich - wie in Abschnitt 5.3.2 beschrieben – aus einer Vielzahl von Einzelmärkten zusammen, wodurch einerseits die Akzeptanz seitens der Landwirte als sehr hoch zu bewerten ist, andererseits jedoch das Handling im Rahmen einer Absicherung sehr komplex und aufwändig ist [1]. In Bezug auf dieses Kriterium ist der kombinierte

Markt

aus

Produktionsfaktoren

als

Basismarkt

als

sehr

ungeeignet

einzuschätzen. Agrarrohstoffe

werden

als

beidseitig

sehr

akzeptabel

eingeschätzt,

da

sie

das

landwirtschaftliche Kerngeschäft abbilden. Hinsichtlich des Handlings sind Agrarrohstoffe sehr geeignet, denn über eine simple Betrachtung der Produktionsalternativen kann die Preisbindung im Liefervertrag und somit die Absicherung auf einen Basiswert reduziert werden. Bei Energieträgern ist im Hinblick auf die beidseitige Akzeptanz zu berücksichtigen, dass sie nur zu einem Teil in Form von Treibstoff in die Produktion von Energiepflanzen für die Biogaserzeugung eingehen. Darüber hinaus verlaufen die Terminpreisentwicklungen für

72

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Agrarrohstoffe und Energieträger bisher stark entkoppelt.37 Zwar gibt es langfristig die Vermutung, dass sich mit zunehmender Verbreitung der Bioenergie die Input-Preise an denen von fossilen Energieträgern orientieren werden [1], doch ist dies zumindest mittelfristig aufgrund der bisher vollkommen gegensätzlichen Entwicklung anzuzweifeln [109]. Innerhalb einer Absicherung ergeben sich für den rohstoffliefernden Landwirt daraus zwar neue Chancen, daneben jedoch auch neue Risiken, so dass die Akzeptanz für den Energiemarkt vorerst als gering ausgeprägt anzunehmen ist. Das Handling wiederum wird als sehr geeignet eingeschätzt, da die Kopplung an einen Energieträger gleich praktikabel erscheint wie die an einen Agrarrohstoff. Im Gesamtergebnis wird ein Termingeschäft auf Basis von Agrarrohstoffen als am ehesten geeignet eingeschätzt. Die ausschlaggebenden Gründe hierfür sind das einfachere Handling gegenüber einer komplexen Kombination aus Produktionsfaktoren und die mittelfristig höhere Akzeptanz gegenüber fossilen Energieträgern. Nähern sich die Preisentwicklungen für Agrarrohstoffe und Energieträger zukünftig nachweislich an, ließe sich eine Absicherung gegebenenfalls auf diesen Basismarkt umstellen. Infolge

der

vorgezogenen

Auswahl

werden

im

Weiteren

ausschließlich

die

Agrarrohstoffmärkte ausführlich beschrieben. Auf eine Beschreibung der komplexen Märkte für Primärenergie wird aus den zuvor genannten Gründen in dieser Arbeit verzichtet. Die Märkte der Produktionsfaktoren wurden bereits in Abschnitt 5.3 skizziert. 6.3.5

Agrarrohstoffmärkte als Basismarkt

Nachdem die Agrarrohstoffmärkte in einer qualitativen Betrachtung als am ehesten geeignet eingeschätzt wurden, wird nachfolgend ein Überblick über internationale wie nationale Märkte, sowie Entwicklungen und Einflüsse gegeben. 6.3.5.1

Internationale Agrarmärkte

Agrarrohstoffe können – abgesehen von bilateralen Geschäften und nationalen regionalen Großmärkten – generell an internationalen Warenterminbörsen gehandelt werden. Diese haben je nach betrachteter Region eine unterschiedlich lange Geschichte. In Nordamerika wurde 1848 das Chicago Board of Trade als erste Warenterminbörse gegründet [110]. In Europa ist die Mehrländerbörse Euronext der größte und wichtigste Handelsplatz für Agrarerzeugnisse. Sie ist aus dem ursprünglichen Zusammenschluss der Terminbörsen aus Amsterdam, Brüssel und des Pariser „Marche A Terme Internationel de France“ (MATIF), der

37

Vgl. Abschnitt 6.3.5.3.

73

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen portugiesischen „Borsa de Valores de Lisboa e Porto“ (BVLP) und der Übernahme der „London International Financial Futures and Option Exchange“ (LIFFE) entstanden [111]. In Deutschland gibt es seit 1998 die Warenterminbörse „Risk Management Exchange“ mit Sitz in Hannover. Daneben existiert weltweit eine Reihe weiterer wichtiger Handelsplätze für Agrarrohstoffe und Agrarrohstoffderivate [110], von denen eine Auswahl in Abbildung 5.2 aufgeführt ist. Chicago Board of Trade

●

Kansas City Board of Trade Minneapolis Grain Exchange

●

●

●

● ●

●

●

Winnipeg Commodity Exchange

●

Brazilian Mercantile & Futures Exchange

●

Mercado a Término de Buenos Aires

●

● ●

●

●

●

Bursa Malaysia

●

Tokyo Grain Exchange

●

●

Euronext Liffe London

●

●

●

●

●

Risk Management Exchange Hannover

●

● ●

● ●

●

Fu tt Fu erw tt ei er z So Br ge en nn aug rst en er e bl st um e en Le Rap in s sa a Ka Re t rt is of fe l So n Pa Pal ja lm m ke öl rn öl

s r r ai ne ne rm kör kör e rn en fer ö K eiz Ha W

Abbildung 6.8 – Internationale Börsen für Agrarrohstoffe [110, Eig. Darst.]

Wie in der obigen Übersicht angedeutet, gehören Weizen und Mais zu den wichtigsten Erzeugnissen im globalen Agrarhandel [110]. Zwar sind Sojabohnen bzw. Roherzeugnisse aus Sojabohnen wie Sojamehl und -öl seit 2001 der meistgehandelte Agrarrohstoff, doch werden diese wegen ihrer unbedeutenden Verwendung für energetische Zwecke an dieser Stelle von der Betrachtung ausgenommen. Es wird erwartet, dass der globale Agrarhandel weiter

zunimmt,

Abbildung

6.9

[112].

Auf

die

wesentlichen

Markteinflüsse

und

Treiberfaktoren wird im weiteren Verlauf eingegangen.

74

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

Mio. t 175

Sojabohnen und -roherzeugnisse

150 125 Weizen 100

70% Mais 30% Gerste, Hirse, u.a.

75 50 1985

1995

1990

2000

2005

2010

2015

Abbildung 6.9 – Globaler Agrarhandel [112]

Wie in Abbildung 6.10 gezeigt, deuten sich angesichts steigender Verbräuche bei rückläufiger Produktion aus der globalen Perspektive Engpässe an, die sich durch

Mio. t

eingelagerte Mengen nur vorübergehend ausgleichen lassen [112].

800

800

700

700 Produktion Weizen

600

600 Produktion Mais

500 400

500 Produktion Sojabohnen 400

300

300

200

200

100

100 Verbrauch Sojabohnen

0

Verbrauch Weizen Verbrauch Mais

0 2004/05

2005/06

2006/07

Abbildung 6.10 – Globale(r) Agrarproduktion und -verbrauch [112]

Handelsaktivität an der Warenterminbörse Risk Management Exchange in Hannover Die erste und bisher einzige deutsche Warenterminbörse nahm 1998 den Handel auf und wurde zwischenzeitlich mit einer Münchener Kreditbörse zur Risk Management Exchange (RMX) verschmolzen [113]. Die Handelsaktivität hat sich seitdem nur auf einem geringen Niveau entwickelt, die Bedeutung als Handelsplatz gegenüber internationalen Terminbörsen ist sehr gering. Im Juni 2004 beispielsweise wurden nur knapp 3.200 Kontrakte umgesetzt, dies entspricht weniger als 2% der Umsätze der im globalen Vergleich wenig liquiden Pariser MATIF. Aktuell werden in Hannover Futures auf Schlachtschweine, Ferkel, Kartoffeln, 75

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Weizen und Braugerste gehandelt. Der Handelsschwerpunkt hat bisher klar auf Schweinen gelegen, Weizen und Gerste spielen eine eher unbedeutende Rolle [66], Abbildung 6.11.

Schweine; 73%

Ferkel; 6%

Kartoffeln; 16%

Weizen; 3% Braugerste; 2%

Abbildung 6.11 – Aufteilung der RMX-Kontraktvolumina (Juni 2004) [66]

Handelsaktivität an führenden europäischen Agrarterminbörsen An den auf europäischer Ebene maßgeblichen Terminmärkten LIFFE und MATIF gibt es eine deutliche Differenzierung hinsichtlich der gehandelten Rohstoffe. Während an der LIFFE nahezu ausschließlich Soft Commodities im engeren Sinne gehandelt werden, liegt der Schwerpunkt der MATIF eindeutig auf Agrarrohstoffen aus dem Ackerbau, wie Abbildung 6.12 zeigt [66]. MATIF (Stand: 1998)

LIFFE (Stand 1998) Kakao 41% Zucker 23%

Kaffee 32%

Kartoffeln, Weizen 4%

Rapsprodukte 72%

Mais, Weizen, Zucker 28%

Abbildung 6.12 – Aufteilung der Kontraktvolumina von LIFFE und MATIF [66]

76

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen In Bezug auf die umgesetzten Futures-Kontrakte führt die LIFFE, wobei dort weniger als 10% der ca. 60 Mrd. jährlich gehandelten Kontrakte des Chicagoer Board of Trade gehandelt werden. An der MATIF wiederum werden weniger als fünf Prozent der Kontraktvolumina der LIFFE erreicht, d.h. weniger als ein halbes Prozent im Vergleich zur CBoT [66]. 6.3.5.2

Nationale und regionale Agrarmärkte

Daneben werden Agrarrohstoffe an Kassamärkten gehandelt, unter anderem an den so genannten Produktenbörsen/Waren(handels)börsen, über welche Tabelle 6.5 einen Überblick gibt. Tabelle 6.5 – Produktenbörsen in Deutschland [114] Produktenbörse Bayerische Warenbörse München Bremer Getreide- und Futtermittelbörse Verein der Getreidehändler der Hamburger Börse Rheinische Warenbörse zu Köln und Krefeld Mitteldeutsche Produktenbörse, Dresden Südwestdeutsche Warenbörsen: - Frankfurter Getreide- und Produktenbörse - Mannheimer Produktenbörse - Stuttgarter Waren- und Produktenbörse - Wormser Getreide- und Produktenbörse

Diese Börsen dienen vorwiegend der wöchentlichen Zusammenkunft zur Preisfeststellung verschiedener landwirtschaftlicher Erzeugnisse und erfüllen daneben u.a. die wichtige Schiedsgerichtfunktion. Durch die Entwicklung der internationalen Warenterminmärkte hat ihre Bedeutung abgenommen, obgleich sie wichtige zusätzliche Marktinformationen für den regionalen Kassahandel liefern. Die Liquidität in Bezug auf Marktteilnehmer und Handelsvolumina an diesen Börsen ist als gering einzustufen [114]. 6.3.5.3

Entwicklungen und Markteinflüsse

Aktuelle Entwicklungen auf den Agrarmärkten Abbildung 6.13 zeigt den Verlauf der jährlichen Verkaufspreise für Körnermais in den fünf zentral- und osteuropäischen Ländern Deutschland, Polen, Tschechische Republik, Slowakei und Ungarn sowie zum Vergleich den deutschen Industriekundenpreis für Erdgas. 77

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

€ / 100 kg 25,00

€ / GJ 12,00 10,00

20,00

8,00

15,00

6,00 4,00

10,00 5,00

2,00 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Deutschland

Polen

Tschechische Republik

Slow akei

Ungarn

Erdgas Deutschland

Abbildung 6.13 – Preisvergleich für Körnermais in Zentraleuropa [115, Eig. Darst.]

Im Vergleich der Preise der aufgeführten mittel- und osteuropäischen Länder – welche massentransportlogistisch gut miteinander verknüpft sind – fällt auf, dass neben einem leichten Preisrückgang über die letzten zehn Jahre, insgesamt eine Preiskonvergenz stattgefunden hat. Zudem ist aus diesem Preisvergleich zunächst noch kein unmittelbarer Zusammenhang mit den Energiepreisen, hier am Beispiel von Erdgas, welches in diesem Betrachtungszeitraum noch sehr stark an den Ölpreis gebunden gewesen ist. In Abbildung 6.14 sind die monatlichen Indizes für die deutschen Erzeugerpreise von Futterweizen und Körnermais dem gegenübergestellt, wobei Körnermais ebenfalls

Getreidepreisindizes

überwiegend zu Futterzwecken eingesetzt wird.

150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 Jan 00

Jul 00

Jan 01

Jul 01

Jan 02

Jul 02

Jan 03

Jul 03

Futterweizen

Jan 04

Jul 04

Jan 05

Jul 05

Jan 06

Jul 06

Jan 07

Körnermais

Abbildung 6.14 – Preisvergleich von Körnermais und Futterweizen [80, Eig. Darst.]

Bei Betrachtung der deutschen Preisindizes für Futterweizen und Körnermais wird einerseits die grundsätzlich starke Korrelation deutlich und andererseits der wiederholt starke 78

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Preisanstieg für beide Erzeugnisse seit 2005. Mögliche Gründe hierfür werden im Folgenden erörtert. Markteinflüsse und –zusammenhänge Der stark expandierenden industriellen Verwendung von landwirtschaftlichen Erzeugnissen, hauptsächlich der Getreidearten Mais und Weizen für die Ethanolproduktion, wird ein gewisser Einfluss auf die weltweite Getreideproduktion und damit den Getreidepreis unterstellt. Dies kann je nach regionalen Begebenheiten unterschiedlich deutlich werden. Doch gibt es daneben einige Faktoren, deren Treiberwirkung auf Produktion und Preise ebenso ein starkes Gewicht beigemessen wird. Darunter fallen die steigende Nachfrage nach Nahrungs- und Futtermitteln in wirtschaftlich aufstrebenden Schwellenländern wie der Volksrepublik

China,

extreme

Wetterschwankungen

sowie

Veränderungen

der

Produktionskosten [116]. So wird erwartet, dass die Volksrepublik China ab dem Jahr 2012 Nettoimporteur von Mais wird [112]. Die Verwendung von Mais zur Ethanolproduktion in den USA beträgt trotz zuletzt erheblichen Wachstums bisher 20% der Maisproduktion, d.h. der Verwendung im Lebensund Futtermittelbereich fällt ein vierfach höheres Gewicht zu. Dennoch wird eine zunehmende Maisverknappung auf den starken Zubau von Ethanolproduktionsanlagen zurückgeführt, wie es bei Angebotsverknappungen im mexikanischen Markt zu Jahresbeginn 2007 zu beobachten war. Derzeit sind in den USA bereits etwa 100 Ethanol-Raffinerien in Betrieb und nochmals die doppelte Anzahl ist in der Planungs- oder Bauphase [117]. Weizen wird in den USA grundsätzlich nicht zur Treibstoffproduktion eingesetzt, anders in Europa, hier stellt sich die Situation entgegengesetzt dar, denn Weizen ist der Hauptausgangsstoff für Bio-Ethanol [116], so dass bis zu einem gewissen Grad auch von einer

anderen

Dynamik

des

Markteinflusses

der

Biotreibstoffentwicklung

auf

die

unterschiedlichen Agrarrohstoffe ausgegangen werden kann. Wie Abbildung 6.15 zeigt, war dieser Einfluss der Energiewirtschaft auf die Entwicklung der Agrarpreise bisher nicht eindeutig zu erkennen, denn die Terminpreisverläufe der wichtigsten Agrarrohstoffe und Energieträger korrelierten bisher kaum bzw. überhaupt nicht [109].

79

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(1) Mais

1,00

(2) Sojabohnen

0,70

1,00

(3) Weizen

0,52

0,41

1,00

(4) Winterweizen

0,51

0,36

0,93

1,00

(5) WTI Rohöl

-0,10 -0,07

0,00

0,01

1,00

(6) Bleifreies Benzin -0,06 -0,08

0,04

0,06

0,87

1,00

(7) Brent Rohöl

-0,12 -0,02 -0,01

0,00

0,88

0,81

1,00

(8) Heizöl

-0,10 -0,02

0,02

0,89

0,84

0,94

0,02

(8)

1,00

Abbildung 6.15 – Korrelation von Agrarrohstoffen und Energie ’86 – ’06 [i.A.a. 109]

Als weiterer Einflussfaktor neben der Bioenergie kommen Protektionsmaßnahmen und Subventionen der G7-Staaten hinzu, welche die bisher Preisentwicklung bei Agrarrohstoffen entscheidend hemmen. Sollten diese sukzessive abgebaut werden, ist von steigenden Preisen für Agrargüter auf den Weltmärkten auszugehen [118]. Abschließend lässt sich festhalten, dass sich speziell die internationalen Getreidemärkte in einer Neuorientierung befinden, wobei deshalb nicht automatisch mit anhaltend hohen Preisen zu rechnen ist. „Neue Marktteilnehmer aus dem Bioenergiesektor sowie die Marktöffnung durch die EU-Erweiterung werden in Zukunft einen stärkeren Einfluss auf die Warenströme und die Volatilität der Getreidemärkte ausüben.“ [95]

6.4

Entwurf eines Absicherungsmodells

Unter der Annahme des bevorzugten Einsatzes von Swaps auf Basis von Agrarrohstoffen, hier Mais, wird ein beispielhaftes Absicherungsmodell „Swap 1“ konzipiert, Abbildung 6.16. Prinzipiell ließe sich in gleicher Weise auch der „Swap 2“ auf Basis von fossilen Energierohstoffen entwickeln. Aufgrund der tendenziell höheren Akzeptanz seitens der Landwirte für Agrarrohstoffe als Preisformelbasis wird an dieser Stelle jedoch auf eine ausführliche Darstellung verzichtet.

80

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

Swap 1

Swap 2 Gärreste Biogas

NawaRo (Energiepflanzen) Konkurrenz

Flächenkonkurrenz

Konkurrenzenergie

Rohstoffmarkt

Agrarrohstoffe

Energie

Rohstoffe

Mais Weizen

Erdgas Heizöl

KWK

Wärme Strom ƒ EEG ƒ Spotmarkt ƒ Regelenergie

Abbildung 6.16 – Schema einer Absicherungskonstellation [Eig. Darst.]

Um eine tragfähige Preisabsicherung über einen Agrarrohstoff-Swap aufzubauen, sind aus Sicht des Anlagenbetreibers zwei Schnittstellen verlässlich zu bestimmen: Erstens der Substratliefervertrag mit dem bzw. den Rohstofflieferant(en) mit möglichst expliziter funktionaler Abhängigkeit des Substratpreises von einem gehandelten Agrarrohstoff und zweitens der meist bilaterale Abschluss des Rohstoff-Swaps mit einem Counterpart. Dazu wird in einem ersten Schritt eine exemplarische Preisformel entworfen und diese anschließend mit einem Swap verknüpft. 6.4.1

Substratliefervertrag mit Preisformel

Die Aufgabe der Preisformel ist es, einerseits dem Landwirt eine perspektivisch attraktive, d.h. variable Vergütung mit Marktkopplung zu ermöglichen und andererseits speziell in diesem Fall ein möglichst geringes Basisrisiko für den absichernden Anlagenbetreiber zu schaffen. Unter der Maßgabe eines geringen Basisrisikos für den Anlagenbetreiber kommen als Grundlage einer liefervertraglichen Preisformel insbesondere Notierungen in Frage, die dem Swap-Anbieter – der wiederum die variable Zahlung leistet – einen Handlungsraum geben, um sich selbst möglichst weitreichend absichern zu können. Dies schafft ein minimales Risiko durch maximale Korrelation und steigert gleichzeitig die Swap-Bereitschaft eines potenziellen Counterparts. Diese Anforderung wird in erster Linie von den Agrar-Futures erfüllt; auf europäischer Ebene von den Futures für Körnermais, Weizen und Raps an der MATIF.38 38

Vgl. Abschnitt 6.3.4.2.

81

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Eine denkbare Preisformel mit direkter Verbindung zu den Futures-Kursen (Basiswert) der MATIF, welche dann wiederum zur Preisorientierung für einen Swap geeignet wäre, ist folgende:

pSubstrat = Σ ai ⋅ ui ⋅ ( p j − kT j − kU j ) Streckenunabhängige Kosten für den Basiswert j Transportstreckenabhängige Kosten für den Basiswert j Preis des Basiswerts j Umrechnungsfaktor von Basiswert j zu Substrat i Lieferanteil von Substrat i

Diese Formel beinhaltet die Umrechnung des börsennotierten Maispreises in einen lokalen Substratpreis. Als geeigneter Umrechnungsfaktor ui empfiehlt sich das Verhältnis zwischen den standorttypischen durchschnittlichen Hektarerträgen des Basiswerts und des Substrats. Bezogen auf die Jahre zwischen 1997 und 2005 betrug ui , also das Verhältnis der durchschnittlichen Hektarerträge für Silo- und Körnermais in Deutschland 0,2 [80], d.h. auf einem Hektar konnten fünf Mal mehr Feuchtmasse Silomais als Körnermais angebaut werden, Tabelle 6.6. Tabelle 6.6 – Hektarerträge von Silo- und Körnermais 1997 - 2005 [80] Jahr

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

∅

Silomais [dt/ha]

438,3

438,4

435,0

450,5

442,3

454,3

378,3

438,4

454,3

436,6

Körnermais [dt/ha]

87,2

82,6

88,4

92,8

88,9

93,9

74,7

91,3

92,7

88,1

Verhältnis ui

0,199

0,188

0,203

0,206

0,201

0,207

0,198

0,208

0,204

0,202

Für den Preis des Basiswerts p j könnte entweder der jeweilig aktuelle Futures-Schlußkurs am

Verfallstag

oder

ein

Mischpreis

aus

mehreren

vorauslaufenden

Futures

mit

unterschiedlichen Liefermonaten verwendet werden. Bezieht ein Anlagenbetreiber von einem Lieferanten beispielsweise ausschließlich Silomais, d.h. ai =1 und dient Körnermais als Basiswert in der Preisformel, so ergibt sich bei gleichgewichteter Berücksichtigung der MATIF-Kurse

aller

fünf

vorauslaufenden

Körnermais-Futures

innerhalb

eine

82

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Kalenderjahres,39 wie in Tabelle 6.7 zusammengefasst, ein Preis pKörnermais von ca. 155 €/t [119].40 Tabelle 6.7 – MATIF-Futures-Kurse für Körnermais [119]

Die

Zeitraum

Kontrakte

Termin Jun. 2007 [€/t]

Termin Aug. 2007 [€/t]

Termin Nov. 2007 [€/t]

Termin Jan. 2008 [€/t]

Termin Mrz. 2008 [€/t]

23.04.2007

55

162,00

163,50

149,00

151,50

153,00

16. Woche ’07

824

162,20

163,45

144,65

147,45

148,95

15. Woche ’07

980

161,19

162,56

143,75

145,75

147,25

14. Woche ’07

2.027

157,56

159,50

142,63

143,88

145,69

13. Woche ’07

1.672

158,35

161,15

145,70

147,05

149,55

12. Woche ’07

623

161,30

163,25

145,55

146,25

149,25

11. Woche ’07

1.457

159,91

162,35

143,60

143,15

146,15

transportstreckenabhängigen

Kosten

kT j

ergeben

sich

aus

der

gängigen

Transportvariante für die Überwindung der Distanz zwischen dem landwirtschaftlichen Betrieb und dem im Futures-Kontrakt spezifizierten Lieferort. Streckenunabhängige Kosten

kU j

entstehen

beispielsweise

aus

erforderlichen

Umschlagsvorgängen

bei

Transportmittelwechsel am Erfüllungsort. Diese Kosten entstünden, falls der ReferenzFutures-Kontrakt tatsächlich erfüllt würde und der Körnermais physisch an den Bezugsort der Substratlieferung geliefert würde. Auf diese Weise wird der Börsenpreis in einen lokalen Preis umgewandelt.

Nach Abzug der Transportkosten kT j in Höhe von ca. 14 €/t für eine beispielhafte Strecke von etwa 100 km zwischen dem Erfüllungsort Mittellandkanal und einem landwirtschaftlichen Betrieb á 14 ct/km [41] und der Annahme von kU j = 2,5 €/t41 für einen einmaligen Umschlag ergibt sich ein Substratpreis von etwa 28 Euro je Tonne Silomais. Dieser Preis ist vergleichsweise

hoch,

entspricht

aber

einer

realistischen

Annahme

für

das

Substratpreisniveau der nächsten Jahre [1] und deckt sich mit der Vollkostenrechnung aus Abschnitt 3.2.1.

39

Erweiterung eines Preisformelansatzes von Herrn Lüdemann, Volksbank Osterburg.

40

Stand 24.04.2007.

41

Angabe von Herrn Lüdemann, Volksbank Osterburg am 21.02.2007.

83

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Zusätzlich können Preisminima und -maxima vereinbart werden, beispielsweise die Produktionskosten des Landwirts und der wirtschaftlich maximal tragbare Bezugspreis des Anlagenbetreibers. Praxisübliche Abschläge für Abweichungen der Substratqualität wurden in dieser einfachen Formel zunächst nicht berücksichtig, sollten aber bei tatsächlichem Vertragsabschluß in den Liefervertrag mit aufgenommen werden. Nach Abschluss der Lieferverträge mit der vorgestellten Preisformel ist die Grundlage, aber auch eine gewisse Notwendigkeit geschaffen, sich über einen Swap gegen formelbedingte Preisschwankungen auf der Inputseite weitestgehend abzusichern. 6.4.2

Abschluss des Rohstoff-Swaps

Für den Rohstoff-Swap muss zunächst ein OTC-Partner mit genereller Bereitschaft für einen Agrarrohstoff-Swap gefunden werden, bevor mit diesem die Einzelheiten – insbesondere der Festpreis, der die Kosten für den Anlagenbetreiber determiniert – ausgehandelt werden. 6.4.2.1

Finden eines Swap-Partners

Das Finden eines Counterparts, der bereit ist, eine fixe Zahlung im Austausch gegen eine variable Zahlung in Abhängigkeit von einer Agrarrohstoffnotierung zu akzeptieren, ist einer der kritischen Punkte beim Aufbau einer Swap-Absicherung. Als potenzielle Swap-Counterparts kommen Kreditinstitute und andere OTC-Partner in Frage, die Erfahrung im derivativen Rohstoffhandel oder im Landhandel haben. Darunter fallen Raiffeisenbanken, Sparkassen und andere regionale Kreditinstitute, die sich günstigenfalls auf die Landwirtschaft spezialisiert haben, sofern diese eine ausreichende Derivatexpertise haben. Hierbei ist zu bedenken, dass das Absicherungsvolumen meist vergleichbar gering ist, so dass eine solche Finanzdienstleistung für Betreiber einzelner Biogasanlagen eher regionalen Banken vorbehalten und für Groß- und Investmentbanken vorerst weniger interessant ist.42 In Hinblick auf den Betrieb mehrerer großtechnischer Anlagen bzw. großer Anlagenparks wie die der NAWARO AG ist eine differenzierte Einschätzung erforderlich. Die Bereitschaft, als Swap-Counterpart zu agieren, hängt unter anderem von folgenden Faktoren ab [103]: ƒ

Die Wahl des Fixpreises, der in hohem Maße determiniert wie volatil der Basiswert in beiderlei Richtung ist und wie hoch die Chancen bei Niedrigkursen und Risiken bei Kurssteigerungen sind.

42

Auskunft von Herrn Weinhausen, Rambo Trading Germany am 3.05.2007.

84

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen ƒ

Die Höhe des Gewinnzuschlags, den der Counterpart als Gegenleistung für die Preisabsicherung einbehält. Je höher der Einbehalt, desto größer kann die Absicherungsbereitschaft sein.

ƒ

Die verhandelte Swap-Laufzeit, aus der sich je nach Länge Risiken durch eine zukünftig anhaltende ungünstige Marktveränderung ergeben. Hierin sind jedoch für den Counterpart auch Chancen im Falle einer gegenläufigen Entwicklung zu sehen. Erwartet der Anlagenbetreiber zukünftig nach oben stark volatile Agrarrohstoffpreise, so ist er an einer möglichst langfristigen Absicherung interessiert. Aus seiner Sicht liefe ein idealer Swap über die gesamte Laufzeit seiner Biogasanlage, mindestens jedoch über die Dauer der Abschreibung.

ƒ

Die Bonität des Anlagenbetreibers, von der abhängt, wie verlässlich dieser etwaige Ausgleichszahlungen bei Unterschreiten des Referenzfestpreises über die Dauer des Swaps leisten kann.

6.4.2.2

Swap-Struktur und Zahlungsströme

Bei der Ausgestaltung des Swaps ist es für den Anlagenbetreiber vorteilhaft, die Preisformel und die Swap-Modalitäten bestmöglich aufeinander abzustimmen. Bei der Integration von Agrar-Futures in die Preisformel, in diesem Fall Körnermais-Futures der MATIF, ergibt sich für den Swap die Möglichkeit einer optimalen Absicherung, da sowohl die Swap-Zahlungen als auch der Substratpreis vom gleichen Basiswert abhängen. Das Risiko einer ungewissen Korrelation kann somit ausgeschlossen werden [67]. Das verbleibende allgemeine Basisrisiko ist ebenfalls weitgehend eliminiert, da die Berechnung des Substratpreises unabhängig von Kassapreisen erfolgt.43 Zur Verringerung der zeitlichen Komponente des Basisrisikos sollten die Zahlungen zwischen Anlagenbetreiber und Landwirt und zwischen Anlagenbetreiber und Swap-Partner zu den gleichen Stichtagen berechnet werden. In diesem konkreten Fall bieten sich dazu die Verfallsdaten der fünf MATIF-Futures im vorauslaufenden Jahr an. Um die Zahlungsströme zwischen Landwirt und Anlagenbetreiber zu verstetigen, könnte der Substratpreis proportional zu der Zeitspanne zwischen zwei Kontraktverfallsdaten berechnet werden. Der Substratpreis auf Basis des Schlusskurses für den Juni-Future beispielsweise gilt somit für zwei Monate, d.h. für ein Sechstel einer Jahreslieferung.44

43

An der RMX in Hannover gibt es ein Produkt, genannt Exchange of Futures for Physicals, welches dem

beschriebenen Swap ähnelt. Im Unterschied zur hier beschriebenen Absicherungsvariante steht dabei allerdings die physische Erfüllung zwischen den beiden Vertragspartnern im Vordergrund [120]. 44

Vlg. Abbildung 6.17.

85

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

€/t Körner -mais

Swap-Partner an Anlagenbetreiber Anlagenbetreiber an Swap-Partner Anlagenbetreiber an Rohstofflieferant

Verlauf des Frontmonats der Maisfutures an der MATIF

Zielfestpreis

Nov.

Jan.

Mrz.

Jun.

Nov.

Aug.

Jan.

Mrz.

Jun.

Aug. t

Abbildung 6.17 – Zusammenhang Futures-Kurs – Swap-Zahlungen [Eig. Darst.]

Da die fünf Verfallsdaten in annähernd gleichen Abständen über das Jahr verteilt sind, weicht

der

Substratpreis

im

Jahresmittel

nur

geringfügig

von

einer

gleitenden

Preisberechnung mit gleichgewichteten Preisen ab. Auf der anderen Seite dienen die jeweiligen Liefertermine der Futures-Kontrakte, an welche die variable Zahlung des Swap-Partners an den Anlagenbetreiber gebunden ist, ebenfalls als Stichtag zur fortlaufenden Berechnung des Zahlungsstroms zwischen Anlagenbetreiber und Swap-Anbieter. Die Zahlungsmuster der gesamten Absicherung zeigt Abbildung 6.18,45 in der deutlich wird, dass die Swap-Partner lediglich die Differenzen bei Abweichung vom Zielfestpreis ausgleichen, wohingegen der Substratlieferant den vollen Marktpreis erhält.

45

Abbildung größer in Anhang A-1.

86

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

Swap-Partner

Swap

Festpreis > Marktpreis

Anlagenbetreiber

Saldo:

Substratliefervertrag

Substratlieferant

Substratlieferung

Substratzahlung

Marktpreis > Festpreis

Abbildung 6.18 – Zahlungsströme von Swap und Liefervertrag [Eig. Darst.]

Bei der Ermittlung des Swap-Volumens ist zu beachten, dass eine 500 kWel-Anlage auf dem aktuellen Effizienzstand bei Monovergärung jährlich ca. 10.000 Tonnen Maissilage benötigt [40]. Bezogen auf das durchschnittliche Hektarertragsverhältnis ist dies äquivalent zu 2.000 Tonnen Körnermais. Ohne Berücksichtigung potenzieller Effizienzsteigerungen liegt der Rohstoffbedarf für die 20jährige Betriebsdauer demzufolge bei 200.000 Tonnen Maissilage bzw. 40.000 Tonnen Körnermaisäquivalent. Für den Abschluss des Swap-Geschäfts ist das hochgerechnete Körnermaisvolumen nur insofern relevant, als dass sich der Swap-Partner in einem nachgelagerten Schritt wiederum absichern könnte, beispielsweise über ein rollierendes Futures-Paket. Dies bietet sich dann an, wenn der Swap-Counterpart – anders als der Anlagenbetreiber – über eine ausreichende Liquidität verfügt, um dieses Vorgehen eine längere Zeit aufrecht erhalten zu können. Vereinbart man den fünfmaligen Ausgleich pro Jahr im Rhythmus der MATIF-Futures, so reduziert sich die Hebelwirkung der äquivalenten Körnermaismenge q von 2.000 auf 400 Tonnen. 6.4.2.3

Ermittlung des Festpreises

Der Swap-Festpreis p fix wird so berechnet, dass er mit dem Nettobarwert NBW aller Zahlungen für die jeweilige äquivalente Körnermaismenge je Periode qt über den gesamten Swap-Zeitraum T übereinstimmt: T

NBW = ∑ t =1

1 qt ⋅ p fix (1 + r )t

Die umgestellte Gleichung für die direkte Berechnung des Festpreises lautet somit:

p fix =

NBW 1 q ∑ t t t =1 (1 + r ) T

87

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Die abzusichernde Körnermaismenge qt beträgt unter Annahme eines gleichbleibenden Hektarertrages und gleichbleibender Anlageneffizienz für alle Perioden 400 t. Dies entspricht dem Äquivalent von acht Futures-Kontrakten á 50 Tonnen. Tabelle 6.8 zeigt eine Reihe von Nettobarwerten mit entsprechenden Festpreisen bei variierendem Diskontsatz r . Der Berechnungszeitraum umfasst T = 100 Perioden, d.h. je fünf Perioden über 20 Jahre. Die zu Grunde liegende Kursentwicklung der Futures für Körnermais basiert auf der hypothetischen Fortschreibung des zuvor ermittelten Mittelwerts der Futures-Kurse von 155 €/t für die Jahre von 2007 bis 2026 unter der Annahme einer jährlichen Preissteigerung von zwei Prozent. Die dazugehörige Preisreihe ist in Anhang A-2 enthalten, die Datensätze zur Ermittlung der Festpreise sind in Anhang A-3 zu finden. Sowohl bei Definition des Marktpreises als auch bei Festlegung des (Brutto-)Festpreises p fix innerhalb des Swap-Geschäftes sollten die streckenabhängigen und streckenunabhängigen Kosten abgezogen werden, die nötig sind, um den überregionalen Börsenpreis bzw. den daraus abgeleiteten Festpreis in einen lokalen Preis (Nettofestpreis) umzuwandeln. Ansonsten ergeben sich Verzerrungen, da der variable Preis nicht vollständig an den Rohstofflieferanten weitergegeben wird. Die berechneten Nettofestpreise je Tonne Silomais sind vergleichsweise hoch, so dass unter Umständen Anpassungen bei den angelegten Kosten zur Umwandlung vom Börsen- in den lokalen Preis vorzunehmen sind. Tabelle 6.8 – Festpreise in Abhängigkeit von Diskontsatz und Laufzeit [Eig. Berechn.]

Diskontsatz

2,5%

5,0%

7,5%

Laufzeit [Jahre]

Nettobarwert je t Körnermais

Bruttofestpreis je t Körnermais

Nettofestpreis je t Körnermais

Nettofestpreis je t Silomais

5

3.798,87 €

162,03 €

145,53 €

29,11 €

10

7.501,45 €

169,94 €

153,44 €

30,69 €

20

14.627,42 €

186,24 €

169,74 €

33,95 €

5

3.565,57 €

161,90 €

145,40 €

29,08 €

10

6.635,27 €

169,28 €

152,78 €

30,56 €

20

11.553,31 €

183,30 €

166,80 €

33,36 €

5

3.351,90 €

161,77 €

145,27 €

29,05 €

10

5.902,49 €

168,64 €

152,14 €

30,43 €

20

9.320,20 €

180,54 €

164,04 €

32,81 €

88

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen Aus der Tabelle geht hervor, dass sich der Festpreis mit zunehmender Laufzeit erhöht. Dies liegt an der zuvor getroffenen Annahme über die stetige Preissteigerung. Die Wahl des Diskontsatzes hingegen hat einen geringen Einfluss auf den Festpreis, da bei der Berechnung nach obiger Formel der Nettobarwert wieder um den Abzinseffekt bereinigt wird. Die exemplarisch aufgeführten Festpreise entsprechen somit nahezu dem einfachen Mittelwert der zugehörigen variablen Preise. Dadurch ist zunächst gewährleistet, dass es über den Absicherungszeitraum Preisausschläge in beide Richtungen gibt. Dem Swap-Anbieter bleibt es vorbehalten, diesen ausgewogenen Zustand zu seinen Gunsten zu verändern und den errechneten Festpreis mit einer Gewinnprämie zu beaufschlagen. Die Motivation hierzu liegt darin, dass seine Absicherungsleistung nur durch die Differenz zwischen Festpreis und einem tieferem variablen Preis vergütet wird. Diese Differenz bei Unterschreiten des Festpreises stellt ebenso die einzige Kostenkomponente des Swaps für den Anlagenbetreiber dar. Somit hat der Swap-Anbieter ein großes Interesse an einem hohen Festpreis, der Nachfragende hingegen an einem tiefen Festpreis, da er – neben den geringeren Kosten in Phasen tiefer Kurse – durch Ausgleichszahlungen vom Anbieter bei hohen Kursen vom Swap-Geschäft profitiert. 6.4.2.4

Swap-Kosten für den Anlagenbetreiber

Die Kosten der Absicherungsleistungen für den Anlagenbetreiber als Swap-Käufer entstehen aus der Differenz zwischen dem Festpreis und dem variablen Preis, wenn dieser den Festpreis unterschreitet. Um diese Kosten zu bestimmen, ist für jede Periode, in welcher der Festpreis unterschritten wird, die genannte Differenz zu bilden und zum Nettobarwert abzuzinsen. Aus der Summe dieser einzelnen Nettobarwerte ergibt sich nach Division durch die Zahl der abzusichernden Perioden die Kosten je Tonne Körnermais. Durch anschließende Multiplikation mit dem Hektarertragsverhältnis ergeben sich die Swap-Kosten je Tonne Silomais. Abbildung 6.19 zeigt die verschiedenen Swap-Kosten für den Anlagenbetreiber in Abhängigkeit des Gewinnaufschlags des Swap-Anbieters. Zieht man von diesen Kosten die Zahlungen des Swap-Anbieters in Hochpreisphasen ab, so ergeben sich dessen Nettoeinnahmen aus der Absicherungsleistung. Der dieser Abbildung zu Grunde liegende Berechnungszeitraum beträgt zehn Jahre, d.h. 50 Perioden und der gewählte Diskontsatz ist 5% p.a., so dass der Bruttofestpreis hier 169,28 Euro je Tonne Körnermais beträgt. Die hier zugehörigen Daten sind in Anhang A-4 enthalten.

89

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

[€/t Silomais] 1,20

1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0

1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 0%

2%

4%

6%

8%

Swap-Kosten des Swap-Anbieters Nettoeinnahmen des SwapAnbieters Swap-Kosten des Anlagenbetreibers

10% 15%

Gewinnaufschlag Abbildung 6.19 – Swap-Kosten in Abhängigkeit des Gewinnaufschlags [Eig. Darst.]

Aus obiger Abbildung wird deutlich, dass die Kursvolatilität oberhalb des Festpreises ab einem bestimmten Gewinnaufschlag kompensiert wird. Im Extremfall könnte der SwapAnbieter sein Risiko eliminieren und der Anlagenbetreiber erhielte keinerlei Zahlungen mehr aus dem Swap. Hier würde diese Schwelle bei fünfzehn Prozent erreicht, doch kann dies je nach Volatilität der Mais-Futures variieren. Spätestens bei Erreichen der Schwelle würde der Swap für den Anlagenbetreiber uninteressant, da der variable Preis niemals die Summe aus Festpreis und Gewinnausschlag überstiege und die Absicherung überflüssig wäre. Trotz der ungewissen Kursentwicklung muss bei der Festlegung des Gewinnaufschlags ein beidseitig attraktiver Mittelweg gefunden werden – gegebenenfalls durch Vereinbarung einer regelmäßigen Überprüfung und Anpassung des Gewinnaufschlags. Selbst bei einem Aufschlag von fünfzehn Prozent entstünden bei der hier zu Grunde gelegten moderaten Volatilität und Absicherungsdauer von zehn Jahren maximale SwapKosten von 5,46 Euro je Tonne Körnermais bzw. 1,09 Euro je Tonne Silomais. Dies entspricht bei einem Substrattonnenpreis von ca. 30 Euro weniger als vier Prozent bzw. 0,3 ct/kWhel46 und ist somit als akzeptabel einzustufen.

46

Unter Annahme eines Methanertrags von 1.000 kWh/t FM Silomais und eines elektrischen BHKW-

Wirkungsgrades von 36%.

90

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen

6.5

Zwischenbewertung

Um die Option einer derivativen Absicherung abschließend zu bewerten, spielt die Frage der Machbarkeit eine zentrale Rolle. Dabei sind die beiden Schnittstellen Landwirt – Anlagenbetreiber und Anlagenbetreiber – Swap-Partner gesondert zu betrachten. Die Bereitschaft eines Landwirts zum Abschluss eines Liefervertrages mit einer Preisformel in Abhängigkeit von Handelspreisen für alternativ anzubauende Erzeugnisse sollte erreichbar sein. Denn auf diese Weise ist es ihm möglich, trotz der Produktion von Biogassubstraten für den lokalen Markt an der Entwicklung der internationalen Agrarmärkte teilzuhaben. An der Swap-Schnittstelle hingegen ist eine Einschätzung der Machbarkeit schwieriger. Durch den stark bilateralen Charakter von Swaps lässt sich keine verlässliche Aussage darüber treffen, in welchem Umfang es auf europäischer Ebene bisher Swaps im Agrarsektor angeboten werden. Bezogen auf Deutschland gibt es widersprüchliche Aussagen. Nach Auskunft der RMX in Hannover gibt es in Deutschland bisher keinerlei AgrarrohstoffSwaps.47 Von der Rabobank, ein stark im Agrarsektor tätiges Kreditinstitut, kommt die Aussage, dass ein derartiges Angebot zwar generell auf sehr niedrigem Niveau existiert, genauere Angaben über Anbieter und Konditionen jedoch nicht gemacht werden können. Angesichts

des

zunehmenden

Agrarhandels

und

des

steigenden

Interesses

an

Absicherungsleistungen im Bioenergiesektor sei es denkbar, dass sich hier entsprechende Finanzdienstleistungen zunehmend entwickeln könnten.48 Zur Überbrückung könnte auf internationale Agrarrohstoff-Swaps zurückgegriffen werden, doch entstünde dadurch aufgrund abweichender Korrelationen, Währungsschwankungen und anderen Einflüssen wiederum ein höheres Basisrisiko. Generell ist weiterhin anzumerken, dass die Kopplung des Biogassektors an die internationalen Agrarmärkte aus Sicht des Betreibers mit einem strukturellen Risiko behaftet ist. Wie in Abschnitt 6.3.5.3 beschrieben, sind die internationalen Agrarmärkte zuletzt insbesondere von den Entwicklungen im Biotreibstoffsektor beeinflusst worden [117]. Die Treibstoffindustrie unterliegt jedoch anderen Marktregeln als der bislang bzw. zukünftig regulierte Markt der erneuerbare Energien zur Bereitstellung von Strom bzw. Wärme. Verbunden mit dem weltweit ohnehin steigenden Bedarf an Nahrungsmitteln könnte es infolgedessen langfristig anhaltend hohe Preise für Agrarprodukte geben. Durch Abschluss eines preisabsichernden Swap-Geschäfts wäre der Anlagenbetreiber vor Preisanstiegen 47

Auskunft von Herrn Lampe und Herrn Continius, RMX Hannover am 2.05.2007.

48

Auskunft von Herrn Weinhausen, Rabo Trading Germany am 3.05.2007.

91

6 „Buy“ – Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen zunächst abgeschirmt, doch ist die Tragfähigkeit des Swaps durch das Gewinnpotenzial des Swap-Anbieters begrenzt. Häufen sich die Preisausschläge oberhalb des bilateral vereinbarten Festpreises, so wird der Swap-Anbieter möglicherweise bei nächster Gelegenheit entweder den Swap beenden oder den Festpreis mit einer höheren Gewinnprämie beaufschlagen. Dadurch wäre ein Anlagenbetreiber mit einem EEG-basierten Geschäftsmodell wiederum einem Margenrisiko ausgesetzt.

92

7 Fazit und Ausblick

7 Fazit und Ausblick Nach Einführung in die energetische Nutzung von Biomasse über den Konversionspfad Biogas

und

die

damit

Rohstoffbeschaffungskonzept

verbundene als

Wertschöpfung

maßgeblicher

wurde

Erfolgsfaktor

ein des

verlässliches wirtschaftlichen

Anlagenbetriebs identifiziert. Anschließend wurden die elementaren Beschaffungsrisiken und -optionen systematisiert. Darauf aufbauend wurden für die beiden Beschaffungsoptionen Erzeugung („Make“) und Kauf („Buy“) die jeweiligen Ausprägungen der bei der Beschaffung relevanten Preis- und Mengenrisiken untersucht. Bei der Beschaffungsoption „Substraterzeugung durch vertikale Integration“ bestehen geringe Preisrisiken durch mögliche Veränderungen bei den Kosten der Produktionsfaktoren und lediglich relative Mengenrisiken, die sich aus den allgemeinen landwirtschaftlichen Risiken

zusammensetzen.

Ein

absolutes

Mengenrisiko,

d.h.

der

Totalausfall

der

Rohstoffmenge ist keine systembedingte Folge des Beschaffungskonzepts, sondern besteht nur im Katastrophenfall. Bei der konkreten Ausgestaltung der vertikalen Integration wird der Variante der vertikalen Kooperation von Rohstofflieferanten durch Gewinn- und insbesondere Kapitalbeteiligung der Vorzug gegeben. Erstens verspricht eine solche Partnerschaft eine größtmögliche Stabilität und zweitens ist die reine vertikale Integration im Fall eines Kaufs der erforderlichen Fläche unverhältnismäßig kapitalintensiv. Im Pachtfall verlagert sich die Problematik der potenziellen Abschöpfung der Biogasanlagenrendite durch den Rohstofflieferanten in abgeschwächter Form – aufgrund der verkürzten Wertschöpfungskette – auf den Verpächter. Bei der Beschaffungsoption „Substratkauf auf Basis von Lieferverträgen“ entstehen aus dem Abhängigkeitsverhältnis zwischen Rohstofflieferant und Anlagenbetreiber in lokalen Märkten mit einer typischerweise hohen Anbietermacht deutliche Preisrisiken. Hinzu kommt das absolute Mengenrisiko durch Lieferantenausfall – entweder durch bewusste Nichterfüllung des Liefervertrags oder durch Einstellung des Betriebs aus wirtschaftlichen Schwierigkeiten. Für

die

letztgenannte

Situation

bieten

sich

Diversifizierungsstrategien

an.

Dem

erstgenannten Szenario kann durch eine für den Lieferanten attraktive Preisregelung mit Marktkopplung entgegengewirkt werden. Dies ist letztlich mit einem erhöhten Preisrisiko vergleichbar. Zur Begrenzung des Preisrisikos eignen sich prinzipiell Warentermingeschäfte. Vor dem Hintergrund der besonderen Anforderungen des Biogasanlagenbetriebs, d.h. der langen

93

7 Fazit und Ausblick Absicherungslaufzeit und der geringen Liquiditätsbindung, wurde der Rohstoff-Swap als das am ehesten geeignete Instrument identifiziert. Damit sich der Anlagenbetreiber weitestgehend absichern kann, sollte er bestrebt sein, für die liefervertragliche Preisformel und den Rohstoff-Swap möglichst einen identischen Basiswert zu wählen, um das Basisrisiko zu eliminieren. Insbesondere vor dem Hintergrund der bis dato nahezu nicht bestehenden Korrelation zwischen Agrarrohstoffen und Energieträgern und der lieferantenseitig höheren Akzeptanz von Agrarrohstoffen als Produktionsalternativen bieten sich hierfür Agrarrohstoffe an. Auf dieser Grundlage wurde ein Absicherungsmodell entworfen, welches eine Preisformel für die variable Berechnung des Substratpreises und eine Struktur für das Swap-Geschäft auf Basis der Futures-Kurse für Körnermais am französischen Agrarterminmarkt MATIF enthält. Die Preisformel dient zur Umrechnung des Futures-Kurses in einen lokalen Silomaispreis. In der Swap-Struktur ist insbesondere die zeitliche Abfolge des Swaps festgelegt. Die Kosten für die Absicherungsleistung betragen in dem gewählten Beispiel für eine Absicherung über zehn Jahre weniger als vier Prozent. Der zu Grunde liegende Kursverlauf resultiert aus einer fiktiven Fortschreibung der aktuellen Kurse mit einer jährlichen Steigerungsrate von zwei Prozent. Unter der Voraussetzung, dass sich ein zur Absicherung bereiter Swap-Partner finden lässt, könnte das entworfene Absicherungsmodell eine praktikable Lösung darstellen. Im Finden eines absicherungsbereiten Counterparts, beispielsweise ein Kreditinstitut, liegt der Knackpunkt des Modells. Hier besteht – zumindest in Deutschland – noch ein großer Bedarf bei der Entwicklung eines funktionierenden Rohstoff-Swap-Markts. Im Zuge der kürzlich gestarteten Biomethaneinspeisung mit großem Zukunftspotenzial ist abzusehen, dass Biogas bzw. Biomethan zunehmend auch als Primärenergie vermarktet wird. Bei der traditionellen Verstromung wird möglicherweise die Vermarktung an Strombörsen schrittweise an Bedeutung gewinnen und den bisher dominierenden EEGAbsatzmechanismus ergänzen, womöglich sogar ablösen. Damit würden sich die Preise der Absatzprodukte einer Biogasanlage zunehmend an den Bewegungen der Energiemärkte orientieren. Auf diese Weise bewegt sich der Biogassektor in Richtung der klassischen Energiewirtschaft und wird bei deren weiterem Biogas-Engagement in Zukunft unter Umständen vollständig integriert sein. Nach erfolgreicher energiewirtschaftlicher Integration der Outputseite einer Biogasanlage wird die Frage an Bedeutung gewinnen, ob und wie sich diese auf die Inputseite übertragen lässt. Die weltweit stark wachsende Bioenergienutzung könnte dazu führen, dass sich die Preisentwicklungen der nationalen wie internationalen Märkte für Agrarrohstoffe und fossile 94

7 Fazit und Ausblick Energieträger weiter, bis hin zu einer signifikanten Korrelation, annähern. Um dieser potenziellen Konvergenz im Rahmen des Substratkaufs in Verbindung mit derivativer Absicherung Rechnung zu tragen, sollten die für eine Umstellung relevanten Rohstoffe beider Märkte regelmäßig auf ihre Korrelation überprüft werden. Parallel dazu sollte ebenso die rohstofflieferantenseitige Akzeptanz einer Energiepreisbindung erfragt werden, um zu gegebenem Zeitpunkt die liefervertragliche Preisformel vom Agrar- auf den Energiemarkt umzustellen. Dies würde es ermöglichen, den Swap auf einen fossilen Energieträger, wie beispielsweise Erdgas oder Heizöl umzustellen, für die es bereits ein breiteres Swap-Angebot gibt. Um aber zunächst die bisher kaum verbreitete variable Substratpreisberechnung zu etablieren und damit die Swap-Absicherung zu stärken, sollte in einem ersten Schritt mit einer Agrarpreisbindung begonnen werden. Aus der Kopplung der Inputpreise an die internationalen Agrarmärkte ergeben sich für den Betreiber einer Biogasanlage jedoch ebenso abzuwägende Risiken. Diese Märkte werden von einer komplexen Kombination von Faktoren beeinflusst – in jüngster Zeit insbesondere vom starken Wachstum im Biotreibstoffsektor. Da letztlich auch die Tragfähigkeit des preisabsichernden Swap-Geschäfts mit dem Counterpart von diesen Preisentwicklungen abhängt, könnte die Preiskopplung bei drastischen Preisanstiegen wiederum in einem Margenrisiko für den Anlagenbetreiber münden, sofern dessen Geschäftsmodell auf der nach wie vor stark in Anspruch genommenen EEG-Vergütung basiert. Hierbei ist jedoch auch zu bedenken, dass die Politik den Einflüssen des schnell wachsenden Bioenergiemarkts auf den Agrarmarkt entgegenwirken könnte, wenn sich die Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion verschärft. Abschließend ist festzuhalten, dass die Substraterzeugung durch vertikale Integration, speziell in der am ehesten realisierbaren Form der vertikalen Kooperation von Rohstofflieferanten, einen entscheidenden Vorteil gegenüber der derivativen RisikoAbsicherung beim Rohstoffkauf hat. Sie ermöglicht eine weitreichende Entkopplung der Preise für Biogassubstrate vom internationalen Agrarrohstoffhandel mit seinen vielfältigen Preiseinflüssen. Sollten sich keine kooperationsbereiten Rohstofflieferanten für ein Biogasprojekt finden lassen, könnte das vorgestellte Absicherungsvorgehen zukünftig einen durchführbaren Weg zur Begrenzung der Preis- und Mengenrisiken beim lieferantenabhängigen Rohstoffkauf darstellen. In diesem Zusammenhang ist jedoch kritisch auf den mit der Absicherung verbundenen Verzicht auf die Teilhabe an möglichen Preisrückgängen hinzuweisen.

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104

Anhang

Anhang Anhang A-1: Vergrößerte Abbildung 6.18 – Zahlungsströme von Swap und Liefervertrag [Eig. Darst.]

Swap-Partner

Swap

Festpreis > Marktpreis

Anlagenbetreiber

Saldo:

Substratliefervertrag

Substratlieferant

Substratlieferung

Substratzahlung

Marktpreis > Festpreis

105

Anhang Anhang A-2: Fiktive Kursentwicklung der MATIF-Futures für Körnermais von 2007 - 2026

Periode

Termin

Preis

Periode

Termin

Preis

Periode

Termin

Preis

Periode

Termin

Preis

1

Jun 07

162,00 €

26

Jun 12

178,86 €

51

Jun 17

197,48 €

76

Jun 22

218,03 €

2

Aug 07

163,50 €

27

Aug 12

180,52 €

52

Aug 17

199,31 €

77

Aug 22

220,05 €

3

Nov 07

149,00 €

28

Nov 12

164,51 €

53

Nov 17

181,63 €

78

Nov 22

200,53 €

4

Jan 08

151,50 €

29

Jan 13

167,27 €

54

Jan 18

184,68 €

79

Jan 23

203,90 €

5

Mrz 08

153,00 €

30

Mrz 13

168,92 €

55

Mrz 18

186,51 €

80

Mrz 23

205,92 €

6

Jun 08

165,24 €

31

Jun 13

182,44 €

56

Jun 18

201,43 €

81

Jun 23

222,39 €

7

Aug 08

166,77 €

32

Aug 13

184,13 €

57

Aug 18

203,29 €

82

Aug 23

224,45 €

8

Nov 08

151,98 €

33

Nov 13

167,80 €

58

Nov 18

185,26 €

83

Nov 23

204,55 €

9

Jan 09

154,53 €

34

Jan 14

170,61 €

59

Jan 19

188,37 €

84

Jan 24

207,98 €

10

Mrz 09

156,06 €

35

Mrz 14

172,30 €

60

Mrz 19

190,24 €

85

Mrz 24

210,04 €

11

Jun 09

168,54 €

36

Jun 14

186,09 €

61

Jun 19

205,46 €

86

Jun 24

226,84 €

12

Aug 09

170,11 €

37

Aug 14

187,81 €

62

Aug 19

207,36 €

87

Aug 24

228,94 €

13

Nov 09

155,02 €

38

Nov 14

171,15 €

63

Nov 19

188,97 €

88

Nov 24

208,64 €

14

Jan 10

157,62 €

39

Jan 15

174,03 €

64

Jan 20

192,14 €

89

Jan 25

212,14 €

15

Mrz 10

159,18 €

40

Mrz 15

175,75 €

65

Mrz 20

194,04 €

90

Mrz 25

214,24 €

16

Jun 10

171,92 €

41

Jun 15

189,81 €

66

Jun 20

209,56 €

91

Jun 25

231,38 €

17

Aug 10

173,51 €

42

Aug 15

191,57 €

67

Aug 20

211,50 €

92

Aug 25

233,52 €

18

Nov 10

158,12 €

43

Nov 15

174,58 €

68

Nov 20

192,75 €

93

Nov 25

212,81 €

19

Jan 11

160,77 €

44

Jan 16

177,51 €

69

Jan 21

195,98 €

94

Jan 27

216,38 €

20

Mrz 11

162,36 €

45

Mrz 16

179,26 €

70

Mrz 21

197,92 €

95

Mrz 27

218,52 €

21

Jun 11

175,35 €

46

Jun 16

193,60 €

71

Jun 21

213,76 €

96

Jun 27

236,00 €

22

Aug 11

176,98 €

47

Aug 16

195,40 €

72

Aug 21

215,73 €

97

Aug 27

238,19 €

23

Nov 11

161,28 €

48

Nov 16

178,07 €

73

Nov 21

196,60 €

98

Nov 27

217,06 €

24

Jan 12

163,99 €

49

Jan 17

181,06 €

74

Jan 22

199,90 €

99

Jan 26

220,71 €

25

Mrz 12

165,61 €

50

Mrz 17

182,85 €

75

Mrz 22

201,88 €

100

Mrz 26

222,89 €

106

Anhang Anhang A-3: Ermittlung der Festpreise für einen Swap mit zehnjähriger Laufzeit in Abhängigkeit des Diskontzinses

Barwert

Barwert

Periode

Kurs

2,5% p.a.

5,0% p.a.

7,5% p.a.

Periode

Kurs

2,5% p.a.

5,0% p.a.

7,5% p.a.

1

162,00 €

161,19 €

160,40 €

159,61 €

26

178,86 €

157,11 €

138,09 €

121,45 €

2

163,50 €

161,88 €

160,28 €

158,70 €

27

180,52 €

157,77 €

137,99 €

120,76 €

3

149,00 €

146,79 €

144,62 €

142,49 €

28

164,51 €

143,07 €

124,51 €

108,43 €

4

151,50 €

148,51 €

145,59 €

142,74 €

29

167,27 €

144,74 €

125,34 €

108,62 €

5

153,00 €

149,23 €

145,57 €

142,02 €

30

168,92 €

145,45 €

125,33 €

108,07 €

6

165,24 €

160,37 €

155,66 €

151,12 €

31

182,44 €

156,30 €

134,02 €

114,99 €

7

166,77 €

161,05 €

155,55 €

150,26 €

32

184,13 €

156,97 €

133,92 €

114,34 €

8

151,98 €

146,04 €

140,35 €

134,91 €

33

167,80 €

142,33 €

120,83 €

102,66 €

9

154,53 €

147,75 €

141,29 €

135,15 €

34

170,61 €

144,00 €

121,64 €

102,84 €

10

156,06 €

148,47 €

141,28 €

134,47 €

35

172,30 €

144,70 €

121,63 €

102,32 €

11

168,54 €

159,55 €

151,07 €

143,08 €

36

186,09 €

155,50 €

130,06 €

108,88 €

12

170,11 €

160,22 €

150,96 €

142,27 €

37

187,81 €

156,16 €

129,97 €

108,26 €

13

155,02 €

145,29 €

136,21 €

127,74 €

38

171,15 €

141,60 €

117,27 €

97,20 €

14

157,62 €

146,99 €

137,12 €

127,96 €

39

174,03 €

143,26 €

118,05 €

97,37 €

15

159,18 €

147,71 €

137,11 €

127,32 €

40

175,75 €

143,96 €

118,04 €

96,88 €

16

171,92 €

158,73 €

146,61 €

135,47 €

41

189,81 €

154,71 €

126,22 €

103,09 €

17

173,51 €

159,40 €

146,51 €

134,71 €

42

191,57 €

155,36 €

126,13 €

102,51 €

18

158,12 €

144,54 €

132,19 €

120,95 €

43

174,58 €

140,88 €

113,81 €

92,03 €

19

160,77 €

146,24 €

133,08 €

121,16 €

44

177,51 €

142,53 €

114,57 €

92,20 €

20

162,36 €

146,95 €

133,07 €

120,55 €

45

179,26 €

143,23 €

114,56 €

91,73 €

21

175,35 €

157,92 €

142,29 €

128,27 €

46

193,60 €

153,91 €

122,50 €

97,61 €

22

176,98 €

158,59 €

142,18 €

127,55 €

47

195,40 €

154,57 €

122,41 €

97,05 €

23

161,28 €

143,80 €

128,29 €

114,52 €

48

178,07 €

140,16 €

110,45 €

87,14 €

24

163,99 €

145,49 €

129,15 €

114,72 €

49

181,06 €

141,80 €

111,19 €

87,29 €

25

165,61 €

146,20 €

129,14 €

114,14 €

50

182,85 €

142,49 €

111,18 €

86,85 €

169,94 €

169,28 €

168,64 €

Festpreis

107

Anhang Anhang A-4: Swap-Kosten in Abhängigkeit des Gewinnaufschlags bei einem Festpreis von 169,28 Euro.

0%

Gewinnaufschlag Swap-Kosten Swap-Kosten des Anlagendes SwapPeriode betreibers Anbieters Periode 1 6,94 € - € 26 2 5,25 € - € 27 3 17,52 € - € 28 4 14,63 € - € 29 5 12,76 € - € 30 6 3,02 € - € 31 7 1,79 € - € 32 8 11,71 € - € 33 9 9,51 € - € 34 10 8,12 € - € 35 11 0,43 € - € 36 12 - € 0,46 € 37 13 7,56 € - € 38 14 5,89 € - € 39 15 4,86 € - € 40 16 - € 1,21 € 41 17 - € 1,84 € 42 18 4,64 € - € 43 19 3,37 € - € 44 20 2,61 € - € 45 21 - € 2,18 € 46 22 - € 2,63 € 47 23 2,61 € - € 48 24 1,64 € - € 49 25 1,08 € - € 50 Summe Swap-Kosten des Anlagenbetreibers Summe Swap-Kosten des Swap-Anbieters Nettoeinnahmen des Swap-Anbieters

2%

Swap-Kosten des Anlagenbetreibers - € - € 1,22 € 0,49 € 0,08 € - € - € 0,30 € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € 128,02 €

Swap-Kosten des SwapAnbieters 2,69 € 3,01 € - € - € - € 2,90 € 3,12 € - € 0,25 € 0,55 € 2,90 € 3,05 € 0,29 € 0,71 € 0,92 € 2,78 € 2,87 € 0,65 € 0,96 € 1,11 € 2,58 € 2,64 € 0,84 € 1,08 € 1,18 € 45,39 € 82,64 €

Gewinnaufschlag Swap-Kosten Swap-Kosten des Anlagendes SwapPeriode betreibers Anbieters Periode 1 10,16 € - € 26 2 8,32 € - € 27 3 20,45 € - € 28 4 17,42 € - € 29 5 15,41 € - € 30 6 5,54 € - € 31 7 4,19 € - € 32 8 14,00 € - € 33 9 11,69 € - € 34 10 10,20 € - € 35 11 2,41 € - € 36 12 1,43 € - € 37 13 9,36 € - € 38 14 7,60 € - € 39 15 6,49 € - € 40 16 0,35 € - € 41 17 - € 0,37 € 42 18 6,05 € - € 43 19 4,71 € - € 44 20 3,88 € - € 45 21 - € 0,96 € 46 22 - € 1,47 € 47 23 3,71 € - € 48 24 2,69 € - € 49 25 2,08 € - € 50 Summe Swap-Kosten des Anlagenbetreibers Summe Swap-Kosten des Swap-Anbieters Nettoeinnahmen des Swap-Anbieters

Swap-Kosten des Anlagenbetreibers

- € - € 2,08 € 1,31 € 0,87 € - € - € 0,97 € 0,39 € 0,07 € - € - € 0,24 € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € 174,07 €

Swap-Kosten des SwapAnbieters

1,74 € 2,10 € - € - € - € 2,15 € 2,40 € - € - € - € 2,32 € 2,49 € - € 0,20 € 0,44 € 2,32 € 2,43 € 0,23 € 0,57 € 0,73 € 2,22 € 2,29 € 0,52 € 0,77 € 0,89 € 29,62 € 144,44 €

108

Anhang Anhang A-4: Swap-Kosten in Abhängigkeit des Gewinnaufschlags bei einem Festpreis von 169,28 Euro. (Fortsetzung)

4%

Gewinnaufschlag Swap-Kosten Swap-Kosten des Anlagendes SwapPeriode betreibers Anbieters Periode 1 13,39 € - € 26 2 11,39 € - € 27 3 23,37 € - € 28 4 20,20 € - € 29 5 18,06 € - € 30 6 8,07 € - € 31 7 6,60 € - € 32 8 16,30 € - € 33 9 13,88 € - € 34 10 12,28 € - € 35 11 4,39 € - € 36 12 3,31 € - € 37 13 11,16 € - € 38 14 9,31 € - € 39 15 8,12 € - € 40 16 1,90 € - € 41 17 1,11 € - € 42 18 7,45 € - € 43 19 6,05 € - € 44 20 5,16 € - € 45 21 0,25 € - € 46 22 - € 0,32 € 47 23 4,81 € - € 48 24 3,74 € - € 49 25 3,08 € - € 50 Summe Swap-Kosten des Anlagenbetreibers Summe Swap-Kosten des Swap-Anbieters Nettoeinnahmen des Swap-Anbieters

6%

Swap-Kosten des Anlagenbetreibers - € - € 2,95 € 2,13 € 1,65 € - € - € 1,65 € 1,04 € 0,68 € - € - € 0,77 € 0,30 € 0,04 € - € - € 0,18 € - € - € - € - € - € - € - € 224,76 €

Swap-Kosten des SwapAnbieters 0,79 € 1,20 € - € - € - € 1,41 € 1,69 € - € - € - € 1,73 € 1,93 € - € - € - € 1,86 € 2,00 € - € 0,17 € 0,36 € 1,86 € 1,95 € 0,19 € 0,46 € 0,59 € 18,51 € 206,25 €

Gewinnaufschlag Swap-Kosten Swap-Kosten des Anlagendes SwapPeriode betreibers Anbieters Periode 1 16,61 € - € 26 2 14,46 € - € 27 3 26,30 € - € 28 4 22,99 € - € 29 5 20,72 € - € 30 6 10,60 € - € 31 7 9,00 € - € 32 8 18,59 € - € 33 9 16,06 € - € 34 10 14,35 € - € 35 11 6,37 € - € 36 12 5,20 € - € 37 13 12,95 € - € 38 14 11,02 € - € 39 15 9,75 € - € 40 16 3,45 € - € 41 17 2,59 € - € 42 18 8,86 € - € 43 19 7,39 € - € 44 20 6,44 € - € 45 21 1,47 € - € 46 22 0,84 € - € 47 23 5,91 € - € 48 24 4,79 € - € 49 25 4,08 € - € 50 Summe Swap-Kosten des Anlagenbetreibers Summe Swap-Kosten des Swap-Anbieters Nettoeinnahmen des Swap-Anbieters

Swap-Kosten des Anlagenbetreibers

0,16 € - € 3,81 € 2,96 € 2,43 € - € - € 2,33 € 1,68 € 1,29 € - € - € 1,30 € 0,81 € 0,52 € - € - € 0,60 € 0,23 € 0,02 € - € - € 0,13 € - € - € 279,04 €

Swap-Kosten des SwapAnbieters

- € 0,29 € - € - € - € 0,66 € 0,98 € - € - € - € 1,15 € 1,38 € - € - € - € 1,40 € 1,56 € - € - € - € 1,50 € 1,61 € - € 0,15 € 0,30 € 10,98 € 268,06 €

109

Anhang Anhang A-4: Swap-Kosten in Abhängigkeit des Gewinnaufschlags bei einem Festpreis von 169,28 Euro. (Fortsetzung)

8%

Gewinnaufschlag Swap-Kosten Swap-Kosten des Anlagendes SwapPeriode betreibers Anbieters Periode 1 19,83 € - € 26 2 17,53 € - € 27 3 29,22 € - € 28 4 25,77 € - € 29 5 23,37 € - € 30 6 13,12 € - € 31 7 11,41 € - € 32 8 20,88 € - € 33 9 18,24 € - € 34 10 16,43 € - € 35 11 8,35 € - € 36 12 7,08 € - € 37 13 14,75 € - € 38 14 12,73 € - € 39 15 11,37 € - € 40 16 5,00 € - € 41 17 4,07 € - € 42 18 10,27 € - € 43 19 8,73 € - € 44 20 7,71 € - € 45 21 2,68 € - € 46 22 2,00 € - € 47 23 7,01 € - € 48 24 5,84 € - € 49 25 5,08 € - € 50 Summe Swap-Kosten des Anlagenbetreibers Summe Swap-Kosten des Swap-Anbieters Nettoeinnahmen des Swap-Anbieters

10%

Swap-Kosten des Anlagenbetreibers 1,12 € 0,62 € 4,67 € 3,78 € 3,22 € 0,09 € - € 3,00 € 2,32 € 1,91 € - € - € 1,83 € 1,31 € 1,01 € - € - € 1,01 € 0,62 € 0,40 € - € - € 0,46 € 0,16 € - € 336,01 €

Swap-Kosten des SwapAnbieters - € - € - € - € - € - € 0,27 € - € - € - € 0,56 € 0,82 € - € - € - € 0,94 € 1,13 € - € - € - € 1,14 € 1,27 € - € - € 0,00 € 6,14 € 329,87 €

Gewinnaufschlag Swap-Kosten Swap-Kosten des Anlagendes SwapPeriode betreibers Anbieters Periode 1 23,06 € - € 26 2 20,60 € - € 27 3 32,15 € - € 28 4 28,56 € - € 29 5 26,02 € - € 30 6 15,65 € - € 31 7 13,82 € - € 32 8 23,17 € - € 33 9 20,42 € - € 34 10 18,51 € - € 35 11 10,33 € - € 36 12 8,97 € - € 37 13 16,54 € - € 38 14 14,44 € - € 39 15 13,00 € - € 40 16 6,55 € - € 41 17 5,54 € - € 42 18 11,67 € - € 43 19 10,07 € - € 44 20 8,99 € - € 45 21 3,90 € - € 46 22 3,16 € - € 47 23 8,12 € - € 48 24 6,89 € - € 49 25 6,08 € - € 50 Summe Swap-Kosten des Anlagenbetreibers Summe Swap-Kosten des Swap-Anbieters Nettoeinnahmen des Swap-Anbieters

Swap-Kosten des Anlagenbetreibers

2,07 € 1,53 € 5,54 € 4,60 € 4,00 € 0,83 € 0,44 € 3,68 € 2,97 € 2,52 € 0,02 € - € 2,36 € 1,82 € 1,49 € - € - € 1,43 € 1,02 € 0,77 € - € - € 0,78 € 0,47 € 0,29 € 394,83 €

Swap-Kosten des SwapAnbieters

- € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € 0,26 € - € - € - € 0,49 € 0,69 € - € - € - € 0,78 € 0,93 € - € - € - € 3,15 € 391,68 €

110

Anhang Anhang A-4: Swap-Kosten in Abhängigkeit des Gewinnaufschlags bei einem Festpreis von 169,28 Euro. (Fortsetzung)

15%

Gewinnaufschlag Swap-Kosten Swap-Kosten des Anlagendes SwapPeriode betreibers Anbieters Periode 1 31,12 € - € 26 2 28,28 € - € 27 3 39,46 € - € 28 4 35,52 € - € 29 5 32,65 € - € 30 6 21,97 € - € 31 7 19,83 € - € 32 8 28,90 € - € 33 9 25,88 € - € 34 10 23,71 € - € 35 11 15,28 € - € 36 12 13,68 € - € 37 13 21,03 € - € 38 14 18,72 € - € 39 15 17,07 € - € 40 16 10,43 € - € 41 17 9,24 € - € 42 18 15,19 € - € 43 19 13,42 € - € 44 20 12,18 € - € 45 21 6,94 € - € 46 22 6,05 € - € 47 23 10,87 € - € 48 24 9,52 € - € 49 25 8,58 € - € 50 Summe Swap-Kosten des Anlagenbetreibers Summe Swap-Kosten des Swap-Anbieters Nettoeinnahmen des Swap-Anbieters

Swap-Kosten des Anlagenbetreibers 4,45 € 3,79 € 7,70 € 6,66 € 5,96 € 2,70 € 2,21 € 5,37 € 4,58 € 4,06 € 1,48 € 1,13 € 3,68 € 3,08 € 2,69 € 0,66 € 0,40 € 2,47 € 2,01 € 1,72 € 0,11 € - € 1,60 € 1,25 € 1,03 € 546,27 €

Swap-Kosten des SwapAnbieters - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € 0,07 € - € - € - € 0,07 € 546,20 €

111

Eidesstattliche Erklärung

Hiermit erkläre ich an Eides Statt, dass ich die Arbeit selbstständig und nur unter Zuhilfenahme der ausgewiesenen Hilfsmittel angefertigt habe.

Berlin, den 11. Mai 2007

Wolf Thyssen