Fester Preis oder Day-Ahead-Markt? Biogasanlage im 1. Halbjahr 2021

Nein — im 1. Halbjahr 2021 war der feste Preis weiterhin mehr als doppelt so hoch wie das, was eine Biogasanlage am Day-Ahead-Markt (RDN) erzielen konnte. Der durchschnittliche Preis am Day-Ahead-Markt betrug 283,2 PLN/MWh, der FIT für eine neue Anlage unter 500 kW 617,5 PLN/MWh. Der Betrieb in den teuersten Stunden eines Doppelmembrandachs ergibt 311,8 PLN/MWh (2×) und 321,1 PLN/MWh (3×), also 50% bzw. 52% des festen Preises. Das beste Ergebnis ohne festen Preis liefert FIP mit Flexibilität: 559,6 PLN/MWh. Der Markt steigt gegenüber dem vorherigen Halbjahr deutlich, doch der Abstand bleibt groß.

Erinnerung an den Mechanismus

Die Förderregeln (Art. 70a–70f des Gesetzes über erneuerbare Energiequellen (ustawa o OZE)), Szenarien und Modellannahmen sind in der ersten Analyse der Serie beschrieben. Die Ergebnisse des vorherigen Halbjahres finden Sie in der vorherigen Analyse der Serie (2. Halbjahr 2020).

Referenzpreise und Indexierung 2021

Die Verordnung für 2021 (Dz.U. (Gesetzblatt der Republik Polen) 2021 Pos. 722, vom 16. April 2021) behielt die Referenzpreise für Strom bei: 650 PLN/MWh für landwirtschaftliches Biogas bis 500 kW, 590 PLN/MWh für die Spanne 500 kW–1 MW und 470 PLN/MWh für „anderes Biogas“. Daraus ergeben sich der FIT von 617,5 PLN/MWh (95% von 650 PLN, Klasse unter 500 kW) und der FIP von 531,0 PLN/MWh (90% von 590 PLN, Klasse 500 kW – 1 MW). Die Verordnung wurde am 19. April 2021 bekanntgemacht, also mitten im Halbjahr, doch die Werte für Biogas sind dieselben wie in der Verordnung für 2020 (Dz.U. 2020 Pos. 798), sodass das Ergebnis nicht von diesem Datum abhängt. Für Anlagen mit hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung nennt die Verordnung einen höheren Referenzpreis von 760 PLN/MWh, was einem FIT von 722,0 PLN/MWh entspricht. Das ist wesentlich: Eine Biogasanlage mit Kraft-Wärme-Kopplung kann einen um ca. 100 PLN/MWh höheren festen Preis erzielen, und dieser Betrag ist vom Markt unabhängig.

Eine Anlage, die 2019 ihre Erklärung abgegeben hat, hat den auf Inflation indexierten Preis von 2019. Unter Berücksichtigung der jahresdurchschnittlichen Verbraucherpreisindizes für 2019 (102,3) und 2020 (103,4) beträgt ihr FIT 653,2 PLN/MWh (617,5 × 1,023 × 1,034) und der FIP 561,7 PLN/MWh. Die ältere Anlage steht damit um ca. 36 PLN/MWh besser da als die neue — die Indexierung wirkt in Richtung eines Anstiegs, solange die Inflation positiv ist.

Zahlen des Halbjahres

Der Preis der „Anlage von 2019“ beträgt 95% des Referenzpreises von 2019 (617,5 PLN/MWh) nach kumulierter Indexierung mit dem jahresdurchschnittlichen VPI für die Jahre 2019–2020 (Art. 70e Abs. 3; GUS: 102,3; 103,4).

Der Monatsdurchschnitt steigt von 248,8 PLN/MWh im Januar auf 343,1 PLN/MWh im Juni. Das ist ein Anstieg um mehr als ein Drittel in einem halben Jahr, doch selbst der Junidurchschnitt macht nur etwas mehr als die Hälfte des FIT-Preises aus. Stunden mit negativem Preis gab es nicht.

Das Tagesprofil hat ein deutliches Minimum in der Nacht (3:00: 238,2 PLN/MWh) und eine Abendspitze (19:00: 327,4 PLN/MWh). Der Betrieb mit 2× legt die Erzeugung in die teuersten Stunden dieser Kurve, doch in absoluten Beträgen sind das nur 28,6 PLN/MWh mehr als beim Dauerbetrieb.

Reicht ein Doppelmembrandach aus

Im Modell bedeutet der Betrieb „2ד, dass ein Aggregat mit auf ca. 1,0 MW erhöhter Leistung nur in den 12 teuersten Stunden des Tages läuft, und „3ד, dass ein Aggregat mit ca. 1,5 MW Leistung in den 8 teuersten Stunden läuft; dieselbe Tagesenergie (ca. 10,96 MWh) entsteht also in kürzerer Zeit mit größerer Leistung. Das Biogas aus der Vergärung fließt über den ganzen Tag (im Modell ca. 216 Nm³/h, was sich aus der Leistung von 0,5 MWel, dem elektrischen Wirkungsgrad von 40% und dem Methangehalt von 53% ergibt), sodass der Rest des Tages der Speicherung im Doppelmembrandach dient. Aus der Gasbilanz in diesem Halbjahr ergibt sich im Durchschnitt eine Kapazität von 2.771 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.518 m³ für 3× (4.839 m³). Ein einzelnes Doppelmembrandach mit einem Durchmesser von 26 m hat laut DLG ein Gasvolumen von ca. 2500 m³ (wir übernehmen das als Annahme auch für polnische Anlagen): In diesem Halbjahr deckt es den Bedarf von 2× an 43% der Tage und den Bedarf von 3× an 5% der Tage. Zwei Dächer, also 5000 m³, decken im Modell alle Tage des Halbjahres in beiden Varianten ab (der maximale Bedarf überschritt nicht 5000 m³).

Wie viel sich für Flexibilität ausgeben lässt

Die Prämie für den Betrieb in teuren Stunden beträgt in diesem Halbjahr 28,6 PLN/MWh für 2× und 37,9 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Nach der Annualisierung (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 114.000 PLN für 2× und 150.000 PLN für 3×; geteilt durch den Annuitätenfaktor (Abschreibung 12 Jahre, Kapitalkosten 10% bzw. 6%) ergibt sich ein Budget für ein zusätzliches Aggregat und einen Gasspeicher in der Größenordnung von 774.000–952.000 PLN für 2× sowie 1.023.000–1.259.000 PLN für 3× (der niedrigere Wert bei Kapitalkosten von 10%, der höhere bei 6%). Die Kostenspannen sind Annahmen, keine Angebote: 500–800 €/kW zusätzlicher Leistung plus 20–70 €/m³ fehlenden Speichers, bei einem Kurs von 4,3 PLN/€, was 1.098.000–1.802.000 PLN für 2× und 2.238.000–3.747.000 PLN für 3× ergibt. Rechnerisches Fazit: Beide Varianten (2× und 3×) amortisieren sich nicht einmal an der Untergrenze der Kostenspannen. Derselbe Vorteil aus dem Preisprofil tritt bei FIP und im reinen RDN auf, weil er aus dem Markt und nicht aus der Förderung stammt; der FIT bietet ihn nicht, da er für jede Stunde gleich viel zahlt.

Dritte Option: Energiespeicher

Ein Speicher mit 0,5 MW / 1 MWh, ein Zyklus pro Tag, Wirkungsgrad 85%, bringt zum Dauerbetrieb 5,4 PLN/MWh hinzu (Erlös 288,6 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 109,7 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 21.000 PLN; bei einer Abschreibung über 15 Jahre, Wartungskosten von 2,5% der Investition jährlich und einer durchschnittlichen Kapazitätsdegradation von 2% jährlich (Annahmen) erlaubt er, für den Speicher 117.000–143.000 PLN auszugeben, d. h. 117–143 PLN je kWh Kapazität. Die angenommene Kostenspanne des Systems beträgt 1.500–2.500 PLN/kWh, und der zusätzliche Netzanschluss 50.000–400.000 PLN — das sind Annahmen, denn harte polnische Preise für diesen Maßstab gibt es nicht. Nach Abzug des Netzanschlusses (50.000–400.000 PLN) vom Budget bei Kapitalkosten von 6% beträgt die zulässige Systemkostenobergrenze -257 bis 93 PLN/kWh; der Speicher würde sich bei den angenommenen Kosten nicht amortisieren. Das Modell lässt Netzentgelte für den Bezug, die Kapazitätsabgabe und den Regelenergiemarkt außer Acht, sodass das Ergebnis eher optimistisch ist.

Schlussfolgerungen für dieses Halbjahr

• Der RDN bei Betrieb mit 2× (311,8 PLN/MWh) entspricht 50% des FIT; die Differenz beträgt 305,7 PLN/MWh zulasten des Marktes.
• Für einen Erzeuger mit Kraft-Wärme-Kopplung ist der FIT noch höher (722,0 PLN/MWh), sodass der Abstand zum RDN wächst.
• FIP + 2× (559,6 PLN/MWh) entspricht 91% des FIT: Förderung plus Flexibilität bleibt die einzige Option, die sich dem festen Preis annähert.
• Ein zusätzliches Aggregat und ein Gasspeicher amortisieren sich nicht einmal an der Untergrenze der Kostenspannen; ein Energiespeicher ändert das Bild nicht (zusätzlich 5,4 PLN/MWh).