Fester Preis oder Day-Ahead-Markt? Biogasanlage im 1. Halbjahr 2025

Allein am Day-Ahead-Markt (RDN) nicht, aber FIP mit Flexibilität schon. Im 1. Halbjahr 2025 lag der durchschnittliche RDN-Preis bei 427,5 PLN/MWh (52% des FIT von 828,4 PLN/MWh), der Betrieb mit 2× ergibt 559,1 PLN/MWh (67% des FIT), der Betrieb mit 3× 607,0 PLN/MWh (73% des FIT). FIP mit Betrieb 2× erreicht 845,3 PLN/MWh, mit Betrieb 3× — 893,2 PLN/MWh, d. h. 102% und 108% des FIT. Im ersten vollen Halbjahr nach der Rechtsänderung brachte der Markt 251 Stunden mit negativem Preis — die meisten in der gesamten Serie.

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 2024).

Negative Preise: die Regel in der Praxis

Seit dem 28. Dezember 2024 zieht Art. 93 Abs. 4 des Gesetzes über erneuerbare Energiequellen von der in die FIP-Abrechnung einbezogenen Energiemenge die Energie ab, die in jeder Stunde erzeugt wurde, in der der RDN-Preis unter 0 PLN/MWh liegt (zuvor waren mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden nötig). Ein Erzeuger im FIP verliert daher doppelt: Er verkauft Energie zu einem negativen Preis und erhält für diese Energie keinen Zuschlag. Das Modell geht davon aus, dass die Biogasanlage den Motor in solchen Stunden abschaltet (das Gas gelangt in das Dach) und keine Energie erzeugt. Ergebnis: Der Erlös je MWh mit Abschaltung beträgt 458,4 PLN/MWh gegenüber 427,5 PLN/MWh im Dauerbetrieb, also +30,9 PLN/MWh. Eine Biogasanlage mit Doppelmembrandach hat hier einen Vorteil: Das Gas aus den negativen Stunden lässt sich in teuren Stunden verbrennen. Der FIT (für Anlagen kleiner als 200 kW) hat ein solches Problem nicht, da der verpflichtete Verkäufer den festen Preis unabhängig vom Markt zahlt.

Die Referenzpreise bleiben die aus der Verordnung vom 8. November 2023: FIT 828,4 PLN/MWh und FIP 713,7 PLN/MWh; eine Anlage von 2019 hat nach Indexierung (Index für 2024: 103,6) einen FIT von 906,4 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 2019–2024 (Art. 70e Abs. 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4; 103,6).

Der FIT in der Tabelle beträgt 95% des Referenzpreises für die Klasse „bis 500 kW“. Seit dem 28.12.2024 können Anlagen kleiner als 200 kW den FIT nutzen, sodass er für eine Anlage von 0,5 MW ein Bezugspunkt ist und die verfügbare Förderung der FIP (Klasse 200 kW – 1 MW) bleibt.

Die Monatsdurchschnitte fallen von 559,0 PLN/MWh im Februar auf 347,6 PLN/MWh im Juni. Im Frühjahr kommt es zum tiefsten Rückgang: April 366,8 PLN/MWh, Juni 347,6 PLN/MWh.

Das Tagesprofil hat ein deutliches Tal zur Mittagszeit (12:00: 210,2 PLN/MWh) und eine Spitze um 20:00 (697,9 PLN/MWh) — Spannweite 487,7 PLN/MWh. Die Prämie für den Betrieb 2× (131,6 PLN/MWh) und 3× (179,5 PLN/MWh) ist der größte Bestandteil des Vorteils von FIP + Flexibilität.

Woher das Ergebnis von FIP + 2× kommt

Das Ergebnis von 845,3 PLN/MWh setzt sich zusammen aus dem erzielten Preis (559,1 PLN/MWh) und dem Zuschlag zum festen FIP-Preis (im Durchschnitt 286,2 PLN/MWh), berechnet vom Tagesdurchschnitt des RDN und damit unabhängig davon, in welchen Stunden das Aggregat läuft. Dabei lassen wir die Investitionsbeihilfe außer Acht, die die festen Preise senken könnte, sowie die Kosten eines zusätzlichen Aggregats. Der Erzeuger darf auch nicht davon ausgehen, dass der Zuschlag zeitlich unbegrenzt ist: Seine Höhe hängt vom Saldo ab (Art. 93 Abs. 11–12), und der Förderzeitraum endet 15 Jahre nach dem ersten Verkauf. Eine Anlage von 2019 hat nach kumulierter Indexierung einen festen FIP-Preis von 779,4 PLN/MWh (90% von 590 PLN) und ein Ergebnis von FIP + 2× von 911,0 PLN/MWh, die alte Erklärung ist also noch vorteilhafter.

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 2.686 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.503 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 131,6 PLN/MWh für 2× und 179,5 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Nach der Annualisierung (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 522.000 PLN für 2× und 712.000 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 3.558.000–4.378.000 PLN für 2× sowie 4.853.000–5.971.000 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 1.091.000–1.776.000 PLN für 2× und 2.236.000–3.742.000 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 (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 42,8 PLN/MWh hinzu (Erlös 470,3 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 580,1 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 170.000 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 932.000–1.140.000 PLN auszugeben, d. h. 932–1.140 PLN je kWh Kapazität. Die angenommene Kostenspanne des Systems beträgt 600–1.200 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 740 bis 1.090 PLN/kWh; der Speicher würde sich nur in einem Teil der Spanne amortisieren (niedrige Netzanschlusskosten, niedrige Kapitalkosten, günstigeres Angebot). 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 allein: 559,1–607,0 PLN/MWh entsprechen 67%–73% des FIT; Lücke 221,4–269,3 PLN/MWh.
• FIP + 2× (845,3 PLN/MWh) übertrifft den FIT, aber erst nach Aufwendungen für Aggregat und Gasspeicher: Die Variante 2× amortisiert sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne.
• Die Regel jeder negativen Stunde führt dazu, dass der Dauerbetrieb an Frühlingsmittagen unwirtschaftlich ist; die Abschaltung erhöht den Erlös um 30,9 PLN/MWh.
• Ein Energiespeicher bringt 42,8 PLN/MWh hinzu und würde sich nur in einem Teil der Spanne amortisieren (niedrige Netzanschlusskosten, niedrige Kapitalkosten, günstigeres Angebot).