Fester Preis oder Day-Ahead-Markt? Biogasanlage im 1. Halbjahr 2023

Nein, nach der Krise hat der feste Preis wieder gegen den Markt gewonnen. Im 1. Halbjahr 2023 fiel der durchschnittliche Day-Ahead-Preis (RDN) auf 567,2 PLN/MWh, d. h. 76% des FIT für eine neue Anlage (745,8 PLN/MWh). Ein Doppelmembrandach und der Betrieb in den teuersten Stunden heben den Erlös auf 636,5 PLN/MWh (2×, 85% des FIT) und 661,7 PLN/MWh (3×, 89% des FIT). Am nächsten am FIT liegt der FIP mit Flexibilität: 713,6 PLN/MWh bei 2× (96% des festen Preises) und 738,8 PLN/MWh bei 3× (99%). Ein Erzeuger, der in den beiden vorherigen Halbjahren auf den Markt gesetzt hatte, ist auf das Niveau vor der Krise zurückgekehrt — mit dem Unterschied, dass er mit einem positiven Saldo abrechnet.

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 2022).

Feste Preise 2023

Die geltenden Referenzpreise stammen aus der Verordnung vom 31. Oktober 2022 (Dz.U. (Gesetzblatt der Republik Polen) 2022 Pos. 2247): 785 PLN/MWh für landwirtschaftliches Biogas bis 500 kW und 715 PLN/MWh für die Spanne 500 kW–1 MW. Daraus ergeben sich ein FIT von 745,8 PLN/MWh und ein FIP von 643,5 PLN/MWh für neue Erklärungen (Einzelheiten in der Analyse Referenzpreise für erneuerbare Energien 2022). Eine Anlage von 2019 hat nach Indexierung mit dem Index für 2022 (114,4) einen FIT von 785,3 PLN/MWh — das ist bereits mehr als der Preis für eine neue Erklärung. Die Abführung an den Fonds aus dem Gesetz über außerordentliche Maßnahmen galt weiterhin, doch Biogas und Einheiten bis 1 MW waren davon ausgenommen.

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 2019–2022 (Art. 70e Abs. 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4).

Die Monatsdurchschnitte schwanken von 648,7 PLN/MWh im Februar bis 479,8 PLN/MWh im Mai und liegen insgesamt unter dem FIT. Im Mai liegt der Markt um 266,0 PLN/MWh unter dem festen Preis. Im Halbjahr traten 5 Stunden mit negativem Preis auf; gemäß Art. 93 Abs. 5 wird Energie aus Stunden mit negativem Preis erst bei mindestens sechs aufeinanderfolgenden solchen Stunden von der FIP-Abrechnung ausgeschlossen, einzelne Stunden nehmen die Förderung also nicht weg. Würde der Erzeuger das Aggregat in Stunden mit negativem Preis selbst abschalten, stiege der Erlös aus dem RDN von 567,2 auf 567,9 PLN/MWh, also um Groschen.

Das Tagesprofil hat sein Minimum um 4:00 (503,1 PLN/MWh) und seine Spitze um 19:00 (686,3 PLN/MWh). Der Gewinn aus Flexibilität sank auf 69,3 PLN/MWh (2×) und 94,5 PLN/MWh (3×).

FIP-Saldo nach 2022

Ein Erzeuger im FIP, der 2022 ausschließlich positive Salden verzeichnete, geht mit einem positiven Saldo ins Jahr 2023, der mit künftigen Zuschlägen verrechnet wird. Art. 93 Abs. 11 des Gesetzes über erneuerbare Energiequellen bestimmt, dass der positive Saldo mit einem künftigen negativen Saldo verrechnet wird. Im Jahr 2023 fiel der Markt unter den festen Preis, daher entsteht ein negativer Saldo, doch seine Deckung kann um frühere Überschüsse gemindert werden. Erst nach deren Aufbrauchen beginnt der Erzeuger, tatsächlich Zuschläge zu erhalten. Die Tabelle in diesem Beitrag überträgt keine Salden zwischen den Halbjahren, daher ist das FIP-Ergebnis (644,3 PLN/MWh bei Dauerbetrieb, 713,6 PLN/MWh bei 2×) eine obere Schätzung. Der FIT hat einen solchen Effekt nicht.

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 2.688 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.597 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 49% der Tage und den Bedarf von 3× an 3% 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 69,3 PLN/MWh für 2× und 94,5 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Nach der Annualisierung (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 275.000 PLN für 2× und 375.000 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 1.874.000–2.306.000 PLN für 2× sowie 2.555.000–3.143.000 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 1.091.000–1.777.000 PLN für 2× und 2.244.000–3.770.000 PLN für 3× ergibt. Rechnerisches Fazit: Die Variante 2× amortisiert sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne, die Variante 3× nur im unteren Teil der Kostenspanne und bei niedrigeren Kapitalkosten. Derselbe Vorteil aus dem Preisprofil tritt bei FIP und im reinen RDN auf (im FIP ist er mitunter etwas größer, weil der flexible Betrieb die von der Abrechnung ausgeschlossenen Stunden umgeht), 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 15,0 PLN/MWh hinzu (Erlös 582,2 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 269,7 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 59.000 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 326.000–398.000 PLN auszugeben, d. h. 326–398 PLN je kWh Kapazität. Die angenommene Kostenspanne des Systems beträgt 1.200–2.000 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 -2 bis 348 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

• Rückkehr zur Normalität: Der RDN von 567,2 PLN/MWh entspricht 76% des FIT, mit Betrieb 3× 89% des FIT; der Abstand zum festen Preis beträgt selbst in der besten Marktvariante 84,1 PLN/MWh.
• FIP mit Betrieb 2× (713,6 PLN/MWh) liegt am nächsten am FIT, doch der positive Saldo aus 2022 kann die tatsächlichen Zuschläge verringern.
• Die Variante 2× amortisiert sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne; die Variante 3× nur im unteren Teil der Kostenspanne und bei niedrigeren Kapitalkosten.
• Die ersten Stunden mit negativem Preis (5) verändern die Rechnung noch nicht, signalisieren aber eine neue Art von Risiko für den Dauerbetrieb.