Fester Preis oder Day-Ahead-Markt? Biogasanlage im 2. Halbjahr 2020

Nein — im 2. Halbjahr 2020 verdiente eine Biogasanlage, die ihren Strom zu Preisen des Day-Ahead-Marktes (RDN) verkaufte, um ein Mehrfaches weniger als eine mit festem Preis. Der durchschnittliche Preis am Day-Ahead-Markt in Polen lag bei 236,6 PLN/MWh, der feste FIT-Preis für eine neue Anlage unter 500 kW bei 617,5 PLN/MWh. Ein Doppelmembrandach und der Betrieb in teuren Stunden heben den Erlös aus dem RDN auf 264,4 PLN/MWh (2×) und 272,0 PLN/MWh (3×), also auf 43% und 44% des FIT. Die einzige Konfiguration, die sich annähert, ist die FIP-Förderung in Verbindung mit Flexibilität: 558,7 PLN/MWh. Es ist die erste Analyse der Halbjahresserie; jede weitere beantwortet dieselbe Frage anhand der Daten des folgenden Halbjahres.

Wer FIT und FIP nutzen kann

Ein häufiger Fehler ist die Annahme, der feste Preis stehe ausschließlich landwirtschaftlichen Biogasanlagen zu. Art. 70a Abs. 1 des Gesetzes über erneuerbare Energiequellen (ustawa o OZE) (konsolidierter Text, Dz.U. (Gesetzblatt der Republik Polen) 2020 Pos. 261) nennt in den Nummern 1–6: landwirtschaftliches Biogas, Biogas aus Abfalldeponien, Biogas aus Kläranlagen, anderes Biogas als die vorgenannten, Wasserkraft und Biomasse. Die Anforderungen sind unterschiedlich: Die Anlage muss über eine abgegrenzte Gruppe von Einrichtungen zur Leistungsabgabe verfügen, der Erzeuger muss ein Energieunternehmen sein, und der Brennstoff darf ausschließlich einer der genannten sein. Eine Anlage auf „anderes Biogas“ nutzt dasselbe System, nur mit niedrigerem Referenzpreis: 2020 470 PLN/MWh statt 650 PLN/MWh, was einen FIT von 446,5 PLN/MWh ergibt.

Bis 500 kW (Kleinst- oder Kleinanlage) gilt der FIT: Der verpflichtete Verkäufer oder ein ausgewählter Akteur kauft die nicht genutzte Energie zu einem festen Preis. Ab 500 kW gilt der FIP: Der Erzeuger verkauft die Energie an den Markt, und der Staat — über den Abrechnungsoperator für erneuerbare Energien (operator rozliczeń energii odnawialnej) — zahlt die Differenz zum festen Preis zu. Der Preis beträgt 95% (FIT) bzw. 90% (FIP) des Referenzpreises aus der am Tag der Erklärungsabgabe geltenden Verordnung, wird mit der jahresdurchschnittlichen Inflation indexiert und um eine etwaige Investitionsbeihilfe gemindert. Das Recht gilt 15 Jahre ab dem ersten Verkauf, jedoch nicht länger als bis zum 30. Juni 2039, und erforderlich ist eine Bescheinigung des Präsidenten des Energiewirtschaftsregulierungsamts (URE) (Art. 70b Abs. 8). Das Szenario „nur RDN“ ist eine Anlage außerhalb des Fördersystems: nach Erlöschen des Rechts, nach Wahl des Erzeugers oder außerhalb der Kriterien.

So rechnen wir

Das Modell betrifft eine Anlage mit 0,5 MWel, die 8000 Stunden im Jahr läuft, also ca. 10,96 MWh pro Tag. Alle Szenarien erzeugen dieselbe Tagesenergie, da die Gaserzeugung konstant ist. Die stündlichen RDN-Preise stammen von energy-charts.info (Lizenz CC BY 4.0), umgerechnet zum NBP-Kurs des Lieferdatums. Eine Anlage mit 0,5 MW liegt an der Klassengrenze: Den FIT berechnen wir nach dem Preis für die Klasse unter 500 kW (Bezugspunkt) und den FIP nach dem Preis für die Klasse 500 kW – 1 MW, zu der eine Anlage mit genau 0,5 MW Leistung gehört. Wir vergleichen: FIT, FIP mit Dauerbetrieb, RDN mit Dauerbetrieb, RDN mit Betrieb 2× und 3×, RDN mit Energiespeicher sowie FIP mit Flexibilität. Annahmen: Kenntnis der Preise von D-1 bei der Wahl der Stunden, keine Kosten für Bilanzierung, Händlermarge, Netzentgelte und Motorverschleiß bei Anfahrvorgängen. Die Investitionsbeihilfe haben wir außer Acht gelassen, die FIT-Preise sind also eine obere Schätzung. Der RDN im Modell sind Day-Ahead-Preise für Polen von energy-charts.info (CC BY 4.0, Bundesnetzagentur | SMARD.de), umgerechnet zum NBP-Kurs; bei der FIP-Abrechnung verweist das Gesetz auf volumengewichtete Durchschnittspreise der Strombörse TGE (Towarowa Giełda Energii), das Ergebnis ist also eine Näherung.

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 2019 (Art. 70e Abs. 3; GUS: 102,3).

Der Monatsdurchschnitt steigt von 218,1 PLN/MWh im Juli auf 253,5 PLN/MWh im Dezember, bleibt aber die ganze Zeit unter der Hälfte des festen Preises. Im Halbjahr gab es keine einzige Stunde mit einem Preis unter null.

Das Tagesprofil zeigt, was Flexibilität bringt: Am billigsten ist es um 3:00 (191,0 PLN/MWh), am teuersten um 19:00 (267,0 PLN/MWh). Die Spannweite ist gering, daher bringt die Verschiebung des Betriebs nur 27,8 PLN/MWh (2×) oder 35,4 PLN/MWh (3×) hinzu.

FIP und positiver Saldo

Im FIP reicht der Erzeuger einen monatlichen Bericht und einen Antrag auf Deckung des negativen Saldos ein: der Differenz zwischen dem festen Preis und dem durchschnittlichen Tagespreis des RDN (arithmetisches Mittel aus 24 Stundenpreisen, Art. 93 Abs. 2). Wichtig ist, dass der Bezugspunkt der Tagesdurchschnitt und nicht der Preis der Betriebsstunde ist, daher behält ein Erzeuger, der in teuren Stunden läuft, die gesamte Prämie aus dem Profil. Ist der Saldo positiv, der Markt also höher als der feste Preis, gibt es keine Förderung, doch der positive Saldo verfällt nicht: Art. 93 Abs. 11 schreibt vor, ihn mit einem künftigen negativen Saldo zu verrechnen, und was bis zum Ende des Förderzeitraums nicht verrechnet wird, zahlt der Erzeuger an den Abrechnungsoperator zurück (Abs. 12). Im Jahr 2020 ist das Theorie — der Markt lag weit unter dem festen Preis —, doch wenn die Marktpreise den festen Preis übersteigen, wird diese Regelung wesentlich.

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 3.045 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.852 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 17% 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 27,8 PLN/MWh für 2× und 35,4 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Nach der Annualisierung (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 112.000 PLN für 2× und 143.000 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 762.000–938.000 PLN für 2× sowie 972.000–1.196.000 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 1.122.000–1.884.000 PLN für 2× und 2.266.000–3.847.000 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 242,0 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 102,2 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 22.000 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 119.000–146.000 PLN auszugeben, d. h. 119–146 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 -254 bis 96 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 feste Preis war 2,6-mal so hoch wie der durchschnittliche RDN-Preis; ein Doppelmembrandach verkürzt diese Differenz nur um 27,8–35,4 PLN/MWh.
• FIP mit Flexibilität (558,7 PLN/MWh) ist die nächstliegende Alternative zum FIT, da sie weiterhin von der Förderung profitiert.
• Eine Anlage ohne Förderung deckt die Kosten eines zusätzlichen Aggregats nicht: Das Budget beträgt 762.000–938.000 PLN bei Kosten von 1.122.000–1.884.000 PLN.
• Ein Energiespeicher ist bei einer solchen Preisspanne (102,2 PLN/MWh) ein Zusatz von verschwindender Bedeutung.