Fester Preis oder RDN? Biogasanlage im 2. Halbjahr 2022

Ja, im 2. Halbjahr 2022 war der Markt besser als der Festpreis — und zwar deutlich. Der durchschnittliche RDN-Preis (Day-Ahead-Markt) lag bei 903,4 PLN/MWh, der FIT für die neue Erklärung bei 745,8 PLN/MWh, der Markt übertraf ihn also bei Dauerbetrieb um 157,6 PLN/MWh. Der 2×-Betrieb bringt 1088,2 PLN/MWh (146 % des FIT), der 3×-Betrieb 1177,9 PLN/MWh (158 % des FIT). Im August erreichte der Monatsdurchschnitt 1269,8 PLN/MWh. Wie im vorherigen Halbjahr braucht man für den Sieg über den FIT kein Doppelmembrandach, doch hier ist der Vorsprung bislang der größte der Serie.

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 2022).

Referenzpreise und außerordentliche Maßnahmen

Die Verordnung vom 31. Oktober 2022 (Dz.U. 2022 Pos. 2247, in Kraft seit dem 5. November 2022) erhöhte den Referenzpreis für landwirtschaftliches Biogas bis 500 kW auf 785 PLN/MWh und für die Klasse 500 kW–1 MW auf 715 PLN/MWh; wir haben sie in der Analyse Referenzpreise für erneuerbare Energien 2022 besprochen. Für die neue Erklärung ergibt das einen FIT von 745,8 PLN/MWh und einen FIP von 643,5 PLN/MWh; für „anderes“ Biogas beträgt der FIT 541,5 PLN/MWh. Eine Anlage von 2019 hat nach Valorisierung einen FIT von 686,5 PLN/MWh. Die Verordnung trat erst am 5. November in Kraft, doch für das gesamte Halbjahr wendet das Modell diese Preise vereinfachend an: Von Juli bis Anfang November 2022 gab es keine neue Verordnung, und im 1. Halbjahr legte das Modell die Werte von 2021 zugrunde (FIT 617,5 PLN/MWh). Der Konsolidierungstext des Gesetzes vom Juni besagt, dass der Förderzeitraum spätestens am 30. Juni 2047 endet.

Parallel führte das Gesetz über außerordentliche Maßnahmen vom 27. Oktober 2022 (Dz.U. 2022 Pos. 2243) eine Abführung an den Fonds von den übermäßigen Erlösen der Erzeuger ein, angewandt für den Zeitraum vom 1. Dezember 2022 bis zum 31. Dezember 2023. Für Biogasanlagen ist von Bedeutung, dass Art. 21 Abs. 1 Nr. 10 Biogas und landwirtschaftliches Biogas von der Abführung ausnimmt und Art. 22 Nr. 1 Anlagen mit einer Leistung bis 1 MW. Eine Anlage von 0,5 MW war somit nicht von der Abführung an den Fonds erfasst.

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 2019–2021 (Art. 70e Abs. 3; GUS, Statistisches Hauptamt Polens: 102,3; 103,4; 105,1).

Der Monatsdurchschnitt fällt von 1269,8 PLN/MWh im August auf 645,6 PLN/MWh im Oktober. Selbst der niedrigste Monat des Halbjahres übertrifft den FIP-Preis von 643,5 PLN/MWh.

Der Stundendurchschnitt schwankt zwischen 724,5 PLN/MWh um 3:00 Uhr und 1318,3 PLN/MWh um 20:00 Uhr. Die Abendspitze bedeutet, dass der 2×- und der 3×-Betrieb gegenüber dem Dauerbetrieb 184,8 bzw. 274,5 PLN/MWh hinzugewinnen; das ist die bislang größte Prämie der Serie.

FIP, positiver Saldo und die Vereinfachungsfalle

Im FIP ist das Ergebnis von 903,4 PLN/MWh bei Dauerbetrieb gleich dem durchschnittlichen RDN-Preis, weil der Zuschlag null beträgt: Der durchschnittliche monatliche RDN-Preis lag in jedem Monat über 643,5 PLN/MWh. Das bedeutet nicht, dass der Erzeuger „ohne Konsequenzen an der Krise verdient“ hat. Der positive Saldo verfällt nicht: Gemäß Art. 93 Abs. 11 wird er mit einem künftigen negativen Saldo verrechnet, und gemäß Abs. 12 fällt das, was bis zum Ende des Förderzeitraums nicht verrechnet wurde, an den Betreiber der Abrechnung erneuerbarer Energie zurück. Sinken die Preise unter den Festpreis, werden die Zuschläge um den Saldo aus dem Jahr 2022 gekürzt. Für einen Erzeuger im FIT existiert dieses Problem nicht, doch er erhält auch keinen Anteil am Marktanstieg.

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 2.769 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 45 % 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 184,8 PLN/MWh für 2× und 274,5 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Auf ein Jahr hochgerechnet (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 746.000 PLN für 2× und 1.107.000 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 5.080.000–6.251.000 PLN für 2× sowie 7.544.000–9.282.000 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 1.098.000–1.801.000 PLN für 2× und 2.264.000–3.840.000 PLN für 3×. Rechnerisches Fazit: Beide Varianten (2× und 3×) amortisieren sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne. 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 50,4 PLN/MWh hinzu (Erlös 953,8 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 759,7 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 204.000 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 1.119.000–1.368.000 PLN, also 1.119–1.368 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 968 bis 1.318 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

• Der RDN (903,4 PLN/MWh) übertraf den FIT (745,8 PLN/MWh), und der 3×-Betrieb (1177,9 PLN/MWh) erreichte 158 % des FIT.
• Die Flexibilitätsprämie (184,8–274,5 PLN/MWh) deckt die Kosten für zusätzliche Leistung und Gasspeicher binnen eines Jahres mit großem Spielraum: Die Variante 2× amortisiert sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne.
• Der positive FIP-Saldo von 2022 wird spätere Zuschläge mindern, sodass das außergewöhnliche Ergebnis teilweise ein „Kredit“ bei den künftigen Jahren ist.
• Der Energiespeicher bringt zusätzlich 50,4 PLN/MWh, bislang am meisten in der Serie, und würde sich dennoch unter den angenommenen Kostenannahmen nicht amortisieren.