Fester Preis oder RDN? Biogasanlage im 2. Halbjahr 2021

Teilweise ja — im 2. Halbjahr 2021 hat eine Biogasanlage mit Doppelmembrandach, die Strom über den RDN verkauft, dem Festpreis erstmals in dieser Serie nachgezogen. Bei Dauerbetrieb brachte der RDN 511,8 PLN/MWh (83 % des FIT von 617,5 PLN/MWh), doch der Betrieb in den 8 teuersten Stunden des Tages (3×) lieferte 627,0 PLN/MWh, also 102 % des FIT, und in der Variante 2× waren es 598,3 PLN/MWh (97 % des FIT). FIP mit 2×-Betrieb erreichte 670,4 PLN/MWh (mit 3×-Betrieb — 699,1 PLN/MWh). Zu den Ursachen des Anstiegs der Großhandelspreise zählten u. a. teureres Gas und Emissionsberechtigungen für CO₂, und der Dezember-Monatsdurchschnitt erreichte 828,7 PLN/MWh.

Rückblick auf den Mechanismus

Die Förderregeln (Art. 70a–70f des OZE-Gesetzes), die Szenarien und die Modellannahmen sind in der ersten Analyse der Serie beschrieben. Die Ergebnisse des vorherigen Halbjahres finden Sie in der vorherigen Analyse der Serie (1. Halbjahr 2021).

Kennzahlen des Halbjahres

Der Preis der „Anlage von 2019“ entspricht 95 % des Referenzpreises von 2019 (617,5 PLN/MWh) nach kumulierter Valorisierung mit dem jahresdurchschnittlichen Verbraucherpreisindex für die Jahre 2019–2020 (Art. 70e Abs. 3; GUS, Statistisches Hauptamt Polens: 102,3; 103,4).

Der Markt stieg in einem Tempo, wie es in keinem der vorherigen Halbjahre zu beobachten war: von 375,9 PLN/MWh im Juli auf 828,7 PLN/MWh im Dezember, also um mehr als das Doppelte. Im Dezember übertraf der Durchschnitt nicht nur den FIT, sondern auch den Festpreis für Anlagen von 2019 (653,2 PLN/MWh). In den Daten dieser Serie gibt es noch keine Stunden mit negativem Preis.

Das Tagesprofil ist nun deutlich stärker gespreizt: von 384,4 PLN/MWh um 3:00 Uhr bis 643,2 PLN/MWh um 19:00 Uhr. Der Wert der Flexibilität steigt mit dem Preisniveau: Die Prämie für den 2×-Betrieb beträgt 86,5 PLN/MWh und für den 3×-Betrieb 115,2 PLN/MWh — mehr als dreimal so viel wie ein Jahr zuvor (27,8 und 35,4 PLN/MWh im 2. Halbjahr 2020).

FIP, FIT und positiver Saldo

Der Unterschied zwischen FIT und FIP beginnt hier praktische Bedeutung zu bekommen. Der FIT zahlt unabhängig vom Markt einen festen Betrag, sodass ein Preisanstieg dem verpflichteten Verkäufer und nicht dem Erzeuger zugutekommt. Im FIP verkauft der Erzeuger die Energie am Markt und erhält einen Zuschlag nur dann, wenn der durchschnittliche tägliche RDN-Preis unter dem Festpreis liegt. Liegt er darüber, gibt es keinen Zuschlag, und es entsteht ein positiver Saldo. Art. 93 Abs. 11 des OZE-Gesetzes schreibt vor, ihn mit einem künftigen negativen Saldo zu verrechnen, und Art. 93 Abs. 12, den bis zum Ende des Förderzeitraums nicht verrechneten Betrag an den Betreiber der Abrechnung erneuerbarer Energie zurückzuzahlen. Praktische Folge: Die hohen Preise vom Dezember 2021 (Durchschnitt 828,7 PLN/MWh gegenüber 531,0 PLN/MWh FIP-Preis) erzeugen einen positiven Saldo, der spätere Zuschläge mindern wird. Der feste FIP-Preis beträgt 531,0 PLN/MWh, und der FIP-Wert bei Dauerbetrieb in der Tabelle (583,9 PLN/MWh) liegt höher, weil der Erzeuger in den Monaten, in denen der Markt über dem Festpreis lag, den Marktpreis behält. Das Modell berechnet den Saldo monatlich und überträgt ihn nicht auf Folgeperioden, daher ist der FIP-Wert in der Tabelle eine obere Schätzung für einen Erzeuger, der in den Folgemonaten Zuschläge in Anspruch nehmen würde.

Reicht ein Doppelmembrandach aus?

Im Modell bedeutet der Betrieb „2ד, dass ein auf ca. 1,0 MW vergrößertes Aggregat nur in den 12 teuersten Stunden des Tages läuft, und „3ד, dass ein Aggregat von ca. 1,5 MW in den 8 teuersten Stunden läuft; dieselbe Tagesenergie (ca. 10,96 MWh) entsteht also in kürzerer Zeit mit höherer Leistung. Das Biogas aus der Vergärung fließt rund um die Uhr (im Modell ca. 216 Nm³/h, abgeleitet aus einer Leistung von 0,5 MWel, einem elektrischen Wirkungsgrad von 40 % und einem Methangehalt von 53 %), sodass die übrige Tageszeit der Speicherung im Doppelmembrandach dient. Aus der Gasbilanz dieses Halbjahres ergibt sich im Mittel eine Kapazität von 2.871 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.829 m³ für 3× (4.839 m³). Ein einzelnes Doppelmembrandach mit 26 m Durchmesser hat laut DLG ein Gasvolumen von ca. 2500 m³ (wir übernehmen dies als Annahme auch für polnische Anlagen): In diesem Halbjahr deckt es den Bedarf bei 2× an 31 % der Tage ab und bei 3× an 2 % der Tage. Zwei Dächer, also 5000 m³, decken im Modell alle Tage des Halbjahres in beiden Varianten ab (der maximale Bedarf überschritt 5000 m³ nicht).

Wie viel lässt sich für Flexibilität ausgeben?

Die Prämie für den Betrieb in den teuren Stunden beträgt in diesem Halbjahr 86,5 PLN/MWh für 2× und 115,2 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Auf ein Jahr hochgerechnet (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 349.000 PLN für 2× und 465.000 PLN für 3×; geteilt durch den Annuitätenfaktor (Abschreibung über 12 Jahre, Kapitalkosten 10 % bzw. 6 %) ergibt sich ein Budget für ein zusätzliches Aggregat und einen Gasspeicher in der Größenordnung von 2.377.000–2.925.000 PLN für 2× sowie 3.166.000–3.895.000 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 fehlender Speicherkapazität bei einem Kurs von 4,3 PLN/€, das ergibt 1.107.000–1.832.000 PLN für 2× und 2.264.000–3.840.000 PLN für 3×. 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 im 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 denselben Betrag zahlt.

Dritte Option: Energiespeicher

Ein Speicher von 0,5 MW / 1 MWh mit einem Zyklus pro Tag und einem Wirkungsgrad von 85 % bringt zum Dauerbetrieb 20,2 PLN/MWh hinzu (Erlös 532,0 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 325,5 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 82.000 PLN; bei einer Abschreibung über 15 Jahre, Wartungskosten von 2,5 % der Investition pro Jahr und einer durchschnittlichen Kapazitätsdegradation von 2 % pro Jahr (Annahmen) erlaubt er Ausgaben für den Speicher von 448.000–548.000 PLN, also 448–548 PLN pro 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, da für diese Größenordnung belastbare polnische Preise fehlen. Nach Abzug des Anschlusses (50.000–400.000 PLN) vom Budget bei Kapitalkosten von 6 % betragen die zulässigen Systemkosten 148 bis 498 PLN/kWh; der Speicher würde sich unter den angenommenen Kostenannahmen nicht amortisieren. Das Modell lässt Netzentgelte für den Bezug, das Kapazitätsentgelt und den Regelenergiemarkt außer Acht, daher ist das Ergebnis eher optimistisch.

Schlussfolgerungen für dieses Halbjahr

• Bei Dauerbetrieb liegt der RDN (511,8 PLN/MWh) weiterhin um 105,7 PLN/MWh unter dem FIT; erst der 3×-Betrieb (627,0 PLN/MWh) übersteigt 617,5 PLN/MWh.
• Der Gewinn aus der Flexibilität stieg auf 86,5–115,2 PLN/MWh, sodass das Budget für Aggregat und Gasspeicher 2.377.000–2.925.000 PLN für 2× bei Kosten von 1.107.000–1.832.000 PLN beträgt: Die Variante 2× amortisiert sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne.
• FIP behält den Vorteil gegenüber dem reinen RDN, doch der positive Saldo aus den teuren Monaten wird künftige Zuschläge mindern.
• Der Energiespeicher (532,0 PLN/MWh) beginnt bei einer Preisspreizung von 325,5 PLN/MWh sinnvoller zu wirken, würde sich aber unter den angenommenen Kostenannahmen weiterhin nicht amortisieren.