Stundenscharfe Muster-Wirtschaftlichkeit. Erdgas-, Kosten- und Fahrweisen-Sensitivität. Vergleich zum EEG-Neubau.
ErgebnistreiberErdgaspreis: ±22 T€/Jahr. Substratkosten (60–200 €/MWh): +508 bis −192 T€/Jahr. Investitionskosten. — Nicht der Erdgaspreis.
Kapazitätsmarkt: jährliche Prämie für gesicherte Leistung, per Auktion erboten, mit Abschöpfung. Systematik wie EEG-Flexzuschlag.
EEG-/KWKG-Anlagen ausgeschlossen. Einnahmen: Kapazitätsprämie + Spotvermarktung, keine EEG-Vergütung.
244.000 € = Auktions-Obergrenze (im Bundestag von 173.000 € angehoben, beschlossen 09.07.2026). Tatsächlicher Zuschlag ggf. niedriger.
Spot über Ausübungspreis → Differenz × reduzierte Leistung abzuführen (CfD-Logik, produktionsunabhängig). Effektiver Erlös je MWh gedeckelt auf den Ausübungspreis.
Biogas am Erdgas-MaßstabAusübungspreis = fiktive Gasturbine (η 33 %) aus Erdgas-Spot + CO₂. Biogas-Kosten hängen am Substrat, nicht am Erdgas. Spot > 210 €/MWh nur in ~4 % der Jahresstunden — Abschöpfung trifft nur die Spitzen.
Ausübungspreis skaliert ~3:1 mit dem Erdgaspreis (η 33 %). Billiges Erdgas → Deckel unter Substratkosten → Lieferpflicht ohne Kostendeckung.
Basis: Erdgas 40 €/MWh, Substrat 120 €/MWh (illustrativ), 2.500 Vbh. Beträge in €/Jahr.
| Kapazitätsprämie | 1,70 MW × 244 T€ = 415 T€ |
| Investition | 2,0 Mio € |
| Kapitaldienst | 193 T€ (5 %, 15 J) |
| Fixkosten O&M/Versich. | 60 T€ |
| Stromproduktion | 5.000 MWh (2.500 Vbh) |
| Ø-Spot Betriebsstunden | 132 €/MWh |
| Substratkosten | 120 €/MWh (günstig angesetzt) |
| Jahresergebnis | +208 T€ |
Energiegeschäft (Spot − Substrat − Abschöpfung): +46 T€. Werttreiber ist die Prämie.
Niedriger Erdgaspreis → niedriger Ausübungspreis → mehr Abschöpfung. Spanne 20–60 €/MWh: ±22 T€.
| Erdgas | Ausübungspr. | Abschöpfung | Energie-netto | Ergebnis/a |
|---|---|---|---|---|
| 20 €/MWh | 149 | −31 T€ | +30 T€ | +192 T€ |
| 30 €/MWh | 180 | −20 T€ | +40 T€ | +203 T€ |
| 40 €/MWh | 210 | −15 T€ | +46 T€ | +208 T€ |
| 50 €/MWh | 240 | −11 T€ | +50 T€ | +212 T€ |
| 60 €/MWh | 271 | −8 T€ | +53 T€ | +215 T€ |
Referenz: Gas THE Day-Ahead 2024 ≈ 35 €/MWh.
Gleiche Anlage, andere Substratkosten: +508 bis −192 T€. Hier entscheidet sich die Teilnahme — nicht am Erdgaspreis.
| Substrat | Energie-netto | Ergebnis/a |
|---|---|---|
| 60 €/MWh | +346 T€ | +508 T€ |
| 90 €/MWh | +196 T€ | +358 T€ |
| 120 €/MWh | +46 T€ | +208 T€ |
| 150 €/MWh | −104 T€ | +58 T€ |
| 180 €/MWh | −254 T€ | −92 T€ |
| 200 €/MWh | −354 T€ | −192 T€ |
„Rohbiogas ≈ doppelt so teuer wie Erdgas" (top agrar). Netto-Substratkosten je nach Mix/Wärmenutzung 80 bis über 200 €/MWh.
Substratpreis: projektspezifisch, oft höher120 €/MWh = optimistisch (gülle-lastig + Wärmenutzung). Real anlagenindividuell, häufig 180–220+ €/MWh (Mais, geringe Wärmenutzung, steigende Preise). Dann Energiegeschäft defizitär, Teilnahme fraglich. Belastbare Rechnung nur mit realen Substratkosten.
Jahresergebnis (T€) je Erdgas × Substrat. Farbwechsel fast waagerecht: die Zeile (Substrat) entscheidet, nicht die Spalte.
Je Zeile (festes Substrat) über die Erdgas-Spanne nur ~30 T€. Zwischen den Zeilen 700 T€.
Der tatsächliche Zuschlag entsteht im Auktionswettbewerb und kann deutlich darunter liegen. Wirkung linear: −10 T€/MW Zuschlag = −17 T€/a Ergebnis (× 1,7 MWred).
| Zuschlag €/MWred | Prämie/a | Ergebnis/a |
|---|---|---|
| 244.000 (Höchstgebot) | 415 T€ | +208 T€ |
| 220.000 | 374 T€ | +167 T€ |
| 200.000 | 340 T€ | +133 T€ |
| 173.000 (Mai-Entwurf) | 294 T€ | +87 T€ |
| 150.000 | 255 T€ | +48 T€ |
| 122.000 | 207 T€ | ±0 |
Basis-Fahrweise 2.500 Vbh, Substrat 120 €/MWh.
| Substrat | Mindestgebot für Ergebnis > 0 |
|---|---|
| 60 €/MWh | 0 — trägt sich ohne Prämie |
| 90 €/MWh | 33 T€/MWred |
| 120 €/MWh | 122 T€/MWred |
| 150 €/MWh | 210 T€/MWred |
| 180 €/MWh | 298 T€ — über dem Höchstwert |
Wettbewerbsfähig bieten kann nur, wer günstiges Substrat hat.
Gebotsstrategie hängt am SubstratBei 120 €/MWh Substrat bleibt bis hinunter zu 122 T€/MW Spielraum zum Unterbieten. Bei 150 €/MWh muss das Gebot schon nahe am Höchstwert liegen; ab ~180 €/MWh deckt selbst das Höchstgebot die Kosten nicht — Teilnahme scheidet aus.
Gleiches BHKW, zwei Förderwelten: Das StromVKG zahlt einen Fixbetrag je kW fürs Bereithalten. Das EEG garantiert einen Preis je kWh fürs Produzieren.
| StromVKG (Kapazitätsmarkt) | EEG-Neubau (Ausschreibung) | |
|---|---|---|
| Grundsatz | Bereithalten wird vergütet | Produzieren wird vergütet |
| Instrument | Kapazitätsprämie €/kW·a | Spot + Marktprämie (Zuschlag − Marktwert) + Flexzuschlag €/kW·a |
| Bezugsgröße | reduzierte Leistung (Gasmotor × 0,85) | eingespeiste kWh + installierte kW |
| Höhe (2026) | ≤ 244 €/kWred·a — Höchstgebot, kein Festwert | Ø-Zuschlag 18,46 ct/kWh (≤ 19,43) + 100 €/kW·a |
| Vergabe | Auktion 18.05.2027 (2 GW) | Ausschreibung 2×/Jahr (1.4. / 1.10.) |
| Dauer | 15 Jahre | 20 Jahre |
| Strompreisrisiko | beim Betreiber; Spitzen abgeschöpft | Zuschlag = Boden; flexible Fahrweise verdient Spot über Marktwert obendrauf |
| Betriebslogik | so wenig wie nötig fahren | teuerste Stunden fahren, bis zum Deckel (2.920 h) |
| Kapazitätsprämie 1.700 kW × 244 € | +415 T€ |
| Spoterlös 5.000 MWh × Ø 132 € | +661 T€ |
| Abschöpfung Preisspitzen | −15 T€ |
| Substrat 120 €/MWh | −600 T€ |
| Fixkosten | −60 T€ |
| Kapitaldienst (5 %, 15 J) | −193 T€ |
| Jahresergebnis | +208 T€ |
| Spoterlös 5.000 MWh × Ø 132 € | +661 T€ |
| Marktprämie (18,5 − 8,5 ct Marktwert) | +501 T€ |
| Flexzuschlag 2.000 kW × 100 € | +200 T€ |
| Substrat 120 €/MWh | −600 T€ |
| Fixkosten | −60 T€ |
| Kapitaldienst (5 %, 20 J) | −160 T€ |
| Jahresergebnis | +541 T€ |
Gleiches Muster-BHKW (2 MW, Invest 2,0 Mio €), gleiche Fahrweise (2.500 Vbh = 5.000 MWh, teuerste Stunden), identischer Spoterlös. EEG-Erlös je MWh = Spot (zeitgleich) + Zuschlag − Marktwert; Marktwert steuerbarer EE = Ø-Spot (Anlage 1 EEG), im Modelljahr 8,5 ct/kWh.
Der Unterschied in einem SatzDas StromVKG zahlt 415 T€/a fürs Bereithalten — jede gefahrene kWh muss sich am Spotmarkt selbst rechnen, Preisspitzen werden abgeschöpft. Das EEG legt auf denselben Spoterlös noch 501 T€ Marktprämie und 200 T€ Flexzuschlag obendrauf. Bei 2.500 Vbh: +541 vs. +208 T€ — die Fixprämie gewinnt nur unter der Flex-Schwelle (~850 Vbh).
EEG-Werte belegt: Ø-Zuschlag Biomasse-Ausschreibung 04/2026 = 18,46 ct/kWh, Höchstwert Neuanlagen 19,43 (BNetzA) · Flexzuschlag 100 €/kW·a gesetzlich (§ 50a EEG, Biomassepaket 2025) · Bedingung 4.000 BVS × ≥ 85 % (§ 50 Abs. 3) · Deckel 11.680 BVS/a (§ 39i Abs. 2a).
StromVKG zahlt fürs Bereithalten, EEG fürs Produzieren. Die Betriebsgrenzen:
| Regime | Minimum | bindet | Maximum (sinnvoll) | bindet |
|---|---|---|---|---|
| StromVKG | ~21 h · 42 MWh | Verfügbarkeitspflicht in Hochpreisstunden — sonst keine Produktionspflicht | ~8.000 h · 16.000 MWh | Biogas-Verfügbarkeit (Volllast minus Wartung) |
| EEG-Neubau | 850 h · 1.700 MWh | 1.000 h × 85 % Leistung (4.000 BVS, § 50 Abs. 3) — darunter kein Flexzuschlag | 2.920 h · 5.840 MWh | 11.680 Betriebsviertelstunden/a (§ 39i Abs. 2a) — darüber keine Vergütung; sinkt im Förderverlauf um 4 × 500 BVS |
Fixprämie vs. MengenvergütungStromVKG: fixe Kapazitätsprämie 415 T€/a, produktionsunabhängig. EEG: keine Fixkomponente — Flexzuschlag ab 1.000 h × 85 %, Marktprämie je kWh. Wenig-Betrieb im EEG verliert beides.
Beide Regime über Jahres-Betriebsstunden (Substrat 120, Erdgas 40; EEG zeitgleich: Spot + Marktprämie + Flexzuschlag). Break-even = Flex-Schwelle ~850 h.
| Fahrweise | StromVKG | EEG |
|---|---|---|
| Minimalbetrieb (~500 h) | +211 T€ | −56 T€ |
| knapp unter Flex-Schwelle (849 h) | +222 T€ | +24 T€ |
| Flex-Schwelle = Break-even (851 h) | +222 T€ | +224 T€ |
| StromVKG-Optimum (1.371 h) | +226 T€ | +333 T€ |
| Basis-Fahrweise (2.500 h) | +208 T€ | +541 T€ |
| EEG-Optimum (2.920 h) | +193 T€ | +610 T€ |
Der Break-even ist die Flex-Schwelle selbst: der 200-T€-Sprung hebt die EEG-Kurve bei 850 h über die StromVKG-Kurve. Zeitgleiche Bewertung: flexible Fahrweise erzielt Spot über Marktwert (Ø 132 statt 85 €/MWh) — zusätzlich zur Marktprämie.
Prüfung nur in Extremvierteln, Zahlung nur bei systemweiter Knappheit. Bindend: der jährliche Funktionsnachweis.
| Fehlmenge (§ 68) | red. Leistung × (1 − Indikator) |
| Ausgleichszahlung (§ 76) | Fehlmenge × Verrechnungspreis |
| Deckel / Maximalzahlung | ≤ 2× Jahresprämie |
| Verrechnungspreis (§ 78) | = 0, wenn systemweit genug Kapazität da war |
Zahlung nur bei systemweiter Knappheit; höhere Gewalt befreit (§ 76 Abs. 4). Im Modell daher kein eigener Kostenblock.
Bindend: Funktionsnachweis (§ 69, § 80)1×/Jahr 10 h ununterbrochen volle reduzierte Leistung nachweisen. Keine Meldung → Leistung = 0, Pönale bis 2× Kapazitätsvergütung. Jahresrevision: verpflichtungsfreie Nichtverfügbarkeit bis 2 Monate (Mai–September, Antrag 12 Monate vorher, § 67).
Quelle: StromVKG §§ 65–81 & Anlage 6 (Regierungsentwurf 13.05.2026; BT-Beschluss 09.07.2026 ändert diese Systematik nicht — angepasst wurden v. a. Höchstwert, Speicher-Kriterien, Standortquoten).
Für eine Investitionsentscheidung diese Modellwerte durch reale ersetzen:
Hebel-ReihenfolgeSubstratkosten > Investition > Zuschlagshöhe > Erdgaspreis. Ohne reale Werte für die ersten drei sagt das Musterergebnis nichts über eine konkrete Anlage.
Nächster SchrittReale Substrat-/Investitionskosten, Bestandsgas-Profil und Spot-Lastgang einsetzen → IRR, NPV, DSCR, Amortisation statt Größenordnung.