Fester Preis oder Day-Ahead-Markt? Biogasanlage im 1. Halbjahr 2024

Nein, im 1. Halbjahr 2024 war die Lücke zwischen dem Day-Ahead-Preis (RDN) und dem festen Preis in Złoty so groß wie nie seit Beginn der Serie. Der durchschnittliche RDN-Preis lag bei 372,0 PLN/MWh und der FIT für eine neue Erklärung bei 828,4 PLN/MWh, der Markt machte also nur 45% des festen Preises aus. Der Betrieb mit 2× ergibt 440,6 PLN/MWh (53% des FIT), der Betrieb mit 3× 468,6 PLN/MWh (57% des FIT). Am nächsten am FIT liegt der FIP mit Flexibilität: 782,3 PLN/MWh bei 2× (94% des FIT) und 810,3 PLN/MWh bei 3× (98% des FIT). Gemeinsame Schlussfolgerung: Allein am RDN verkürzt ein Doppelmembrandach den Abstand, schließt ihn aber nicht.

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 2023).

Feste Preise 2024

Es gelten die Referenzpreise aus der Verordnung vom 8. November 2023 (Dz.U. (Gesetzblatt der Republik Polen) 2023 Pos. 2440): 872 PLN/MWh für landwirtschaftliches Biogas bis 500 kW und 793 PLN/MWh für die Spanne 500 kW–1 MW. Daraus ergeben sich ein FIT von 828,4 PLN/MWh und ein FIP von 713,7 PLN/MWh für neue Erklärungen; für „anderes Biogas“ bis 500 kW beträgt der FIT 600,4 PLN/MWh und für landwirtschaftliche Kraft-Wärme-Kopplung (WSK) 973,8 PLN/MWh. Eine Anlage von 2019 hat nach Indexierung (Index für 2023: 111,4) einen FIT von 874,9 PLN/MWh.

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 2019–2023 (Art. 70e Abs. 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4).

Die Monatsdurchschnitte bilden die Form eines U: 408,2 PLN/MWh im Januar, 324,4 PLN/MWh im März (Minimum), 455,3 PLN/MWh im Juni. Der März macht nur 39% des FIT-Preises aus. Im Halbjahr traten 65 Stunden mit negativem Preis auf; ihr Ausschluss erhöht den Erlös aus dem RDN von 372,0 auf 378,3 PLN/MWh.

Es ist das erste Halbjahr in der Serie, in dem das Tagesprofil kein Minimum in der Nacht hat. Am billigsten ist die Stunde um 12:00 (286,6 PLN/MWh), und die höchsten Preise fallen auf den Abend: 20:00 (514,2 PLN/MWh). Diese Form entspricht dem Anstieg der Photovoltaik-Erzeugung im Tagesverlauf. Für Biogasanlagen bedeutet das, dass sich die Betriebsfenster 2× und 3× auf die Morgen- und Abendspitze verschieben und die Mittagsstunden zur Zeit der Gasspeicherung werden. Die Prämie für Flexibilität beträgt 68,6 PLN/MWh für 2× und 96,6 PLN/MWh für 3×.

Warum FIP + Flexibilität näher am FIT liegt

Im FIP verkauft der Erzeuger Energie am Markt und erhält einen Zuschlag zum festen Preis, berechnet vom Tagesdurchschnitt des RDN. Eine größere Preisspanne innerhalb eines Tages erhöht daher den Gewinn des flexiblen Erzeugers, ohne den Zuschlag zu verringern. Im 1. Halbjahr 2024 ergibt FIP mit Dauerbetrieb 710,7 PLN/MWh (86% des FIT; das liegt etwas unter dem festen FIP-Preis von 713,7 PLN/MWh, weil Energie aus negativen Stunden, die unter die Regel der sechs aufeinanderfolgenden Stunden fällt, nicht gefördert wird), und mit Betrieb 2× 782,3 PLN/MWh. Positive Salden aus den Krisenmonaten 2022 könnten bereits auf spätere negative Salden angerechnet worden sein; das Modell verfolgt dies nicht. Das rechtliche Risiko betrifft auch den Leistungsausbau selbst: Das Überschreiten von Leistungsschwellen kann die Anlagenklasse und den Referenzpreis ändern, was vor der Investition einer Klärung mit dem Präsidenten des Energiewirtschaftsregulierungsamts (URE) bedarf.

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 2.693 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.639 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 45% 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 68,6 PLN/MWh für 2× und 96,6 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Nach der Annualisierung (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 274.000 PLN für 2× und 385.000 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 1.865.000–2.294.000 PLN für 2× sowie 2.625.000–3.230.000 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 1.092.000–1.778.000 PLN für 2× und 2.248.000–3.783.000 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 19,6 PLN/MWh hinzu (Erlös 391,6 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 296,4 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 78.000 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 430.000–526.000 PLN auszugeben, d. h. 430–526 PLN je kWh Kapazität. Die angenommene Kostenspanne des Systems beträgt 800–1.500 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 126 bis 476 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 (372,0 PLN/MWh) und der RDN mit Flexibilität (440,6–468,6 PLN/MWh) nähern sich dem FIT (828,4 PLN/MWh) nicht an: Lücke 359,8–387,8 PLN/MWh.
• Das Preistal zur Mittagszeit und die Abendspitze machen den Betriebsplan 2×/3× wertvoller als die billigen Nachtstunden.
• Zusätzliches Aggregat und Gasspeicher: Die Variante 2× amortisiert sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne, die Variante 3× nur im unteren Teil der Kostenspanne und bei niedrigeren Kapitalkosten.
• Ein Energiespeicher (19,6 PLN/MWh) würde sich bei den angenommenen Kosten weiterhin nicht amortisieren; sinkende Batteriepreise können das in den kommenden Jahren ändern.