Fester Preis oder Day-Ahead-Markt? Biogasanlage im 1. Halbjahr 2022

Ja, rechnerisch gewann der RDN — im 1. Halbjahr 2022 verdiente eine Biogasanlage, die ihren Strom zu Preisen des Day-Ahead-Marktes (RDN) verkaufte, mehr als bei einem festen Preis. Der durchschnittliche RDN-Preis lag bei 660,0 PLN/MWh gegenüber 617,5 PLN/MWh FIT für eine neue Anlage, und der Betrieb in den zwölf teuersten Stunden des Tages hob den Erlös auf 779,6 PLN/MWh (126% des FIT), bei Betrieb mit 3× auf 833,9 PLN/MWh (135% des FIT). Es ist das erste Mal in der Serie, dass man nicht einmal Flexibilität braucht, um den FIT zu übertreffen. Steigende Gas- und Energiepreise und seit Ende Februar die Folgen des Krieges in der Ukraine haben den Großhandel in die Höhe getrieben; der Monatsdurchschnitt im Juni lag bei 860,6 PLN/MWh.

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 2021).

Referenzpreise und Förderzeitraum

Die Verordnungen über Referenzpreise aus den Jahren 2019–2021 galten für jeweils ein Kalenderjahr („im Jahr 2019“, „im Jahr 2020“, „im Jahr 2021“), und eine Verordnung für 2022 wurde bis Juli nicht erlassen. Im Modell für das 1. Halbjahr 2022 setzen wir die zuletzt geltenden Werte an (von 2021: 650 PLN/MWh für landwirtschaftliches Biogas bis 500 kW, 590 PLN/MWh für die Spanne 500 kW–1 MW), daraus ergeben sich ein FIT von 617,5 PLN/MWh und ein FIP von 531,0 PLN/MWh. Eine Anlage von 2019 hat nach kumulierter Indexierung (CPI für die Jahre 2019–2021: 102,3; 103,4; 105,1) einen FIT von 686,5 PLN/MWh. Auch im Gesetz gibt es eine Änderung: Der am 30. Juni 2022 bekanntgemachte konsolidierte Text (Dz.U. (Gesetzblatt der Republik Polen) 2022 Pos. 1378) nennt in Art. 70f Abs. 1 als Grenze den 30. Juni 2047 statt des 30. Juni 2039 aus den Texten der Jahre 2020–2021. Der Förderzeitraum beträgt weiterhin 15 Jahre ab dem ersten Verkauf. Der Text von 2022 enthält außerdem Art. 70f Abs. 3: Für Anlagen bis 1 MW auf Basis von Biogas (einschließlich landwirtschaftlichem) oder Wasserkraft, für die mindestens 5 Jahre lang Herkunftsnachweise ausgestellt wurden, darf der Zeitraum weitere 17 Jahre, gerechnet ab der ersten durch einen Herkunftsnachweis bestätigten Energieerzeugung, nicht überschreiten.

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 CPI für die Jahre 2019–2021 (Art. 70e Abs. 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1).

Die Monatsdurchschnitte schwankten zwischen 532,3 PLN/MWh (Februar) und 860,6 PLN/MWh (Juni). Der Markt übersteigt den FIT im Januar, März, Mai und Juni, im Februar (532,3 PLN/MWh) und April (577,4 PLN/MWh) liegt er darunter; im Februar liegt er nur knapp über dem FIP-Preis (531,0 PLN/MWh).

Tagesprofil: Minimum um 3:00 (560,5 PLN/MWh), Maximum um 19:00 (900,7 PLN/MWh). Die Spannweite übersteigt 340 PLN/MWh, daher bringt der Betrieb mit 2× 119,6 PLN/MWh und der mit 3× sogar 173,9 PLN/MWh mehr als der Dauerbetrieb.

FIP und positiver Saldo in der Praxis

Im FIP bedeutet das Ergebnis von 660,0 PLN/MWh bei Dauerbetrieb, dass der Erzeuger ausschließlich den Markterlös erhält, weil der Zuschlag null beträgt: Die monatlichen RDN-Durchschnitte lagen über 531,0 PLN/MWh, einen negativen Saldo gab es in monatlicher Betrachtung also nicht. Dagegen entstand ein positiver Saldo. Art. 93 Abs. 11 des Gesetzes über erneuerbare Energiequellen besagt, dass der positive Saldo mit einem künftigen negativen Saldo verrechnet wird; Abs. 12 besagt, dass das, was bis zum Ende des Förderzeitraums nicht verrechnet wird, der Erzeuger an den Abrechnungsoperator für erneuerbare Energien (operator rozliczeń energii odnawialnej) zurückzahlt. Ein Erzeuger im FIP erhält also keine „Prämie im Voraus“: Der Gewinn aus den teuren Monaten bleibt auf dem Konto, doch die Förderung in künftigen schwachen Monaten wird gekürzt. Die Tabelle enthält eine Vereinfachung: Der Saldo wird monatlich berechnet, ohne den positiven Saldo auf Folgezeiträume zu übertragen. Der FIT hat diesen Mechanismus auf Seiten des Erzeugers nicht — der Verkäufer zahlt einen festen Betrag und rechnet mit dem Operator auf eigene Rechnung ab.

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 2.798 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.772 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 37% der Tage und den Bedarf von 3× an 4% 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 119,6 PLN/MWh für 2× und 173,9 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Nach der Annualisierung (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 474.000 PLN für 2× und 690.000 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 3.231.000–3.976.000 PLN für 2× sowie 4.700.000–5.783.000 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 1.101.000–1.810.000 PLN für 2× und 2.259.000–3.823.000 PLN für 3× ergibt. Rechnerisches Fazit: Beide Varianten (2× und 3×) amortisieren sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne. 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 33,1 PLN/MWh hinzu (Erlös 693,1 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 507,2 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 131.000 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 720.000–881.000 PLN auszugeben, d. h. 720–881 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 481 bis 831 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 (660,0 PLN/MWh) überschritt den FIT um 42,5 PLN/MWh; mit Betrieb 2× wächst der Vorsprung auf 162,1 PLN/MWh.
• Für einen Erzeuger im FIP entfällt der Zuschlag, doch der positive Saldo wird mit einem künftigen negativen Saldo verrechnet, sodass das Tabellenergebnis eine Vereinfachung ist.
• Flexibilität bringt 119,6–173,9 PLN/MWh: Das Budget für Aggregat und Gasspeicher (3.231.000–3.976.000 PLN für 2×) deckt die Kostenspanne (1.101.000–1.810.000 PLN).
• Dieses eine Halbjahr genügt nicht für eine Entscheidung auf 15 Jahre; die hohen Preise resultierten aus der Krise am Brennstoffmarkt.