Fester Preis oder RDN? Biogasanlage im 2. Halbjahr 2023

Nein, im 2. Halbjahr 2023 lag der Markt wieder deutlich unter dem Festpreis. Der durchschnittliche RDN-Preis betrug 451,0 PLN/MWh (60 % des FIT von 745,8 PLN/MWh), im Dezember nur 347,1 PLN/MWh. Der 2×-Betrieb bringt 536,8 PLN/MWh (72 % des FIT), der 3×-Betrieb 570,7 PLN/MWh (77 % des FIT). FIP mit 3×-Betrieb erreicht 763,2 PLN/MWh und übertrifft den für Erklärungen vor dem 10. November geltenden FIT von 745,8 PLN/MWh, doch zugleich erhalten neue Erklärungen einen höheren Referenzpreis, sodass die Latte höher gelegt wird. Das Ausmaß der Lücke — 209,0 PLN/MWh bei 2× — bedeutet, dass ein Doppelmembrandach allein nicht ausreicht, damit der RDN mit dem FIT gleichzieht.

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 2023).

Neue Referenzpreise ab dem 10. November 2023

Die Verordnung vom 8. November 2023 (Dz.U. (Gesetzblatt der Republik Polen) 2023 Pos. 2440), am 9. November verkündet, gilt ab dem 10. November 2023. Für Strom aus landwirtschaftlichem Biogas bis 500 kW nennt sie 872 PLN/MWh, für die Klasse 500 kW–1 MW 793 PLN/MWh und für anderes Biogas bis 500 kW 632 PLN/MWh (Besprechung: Referenzpreise für erneuerbare Energien 2023). Für eine ab dem 10. November abgegebene Erklärung ergibt das einen FIT von 828,4 PLN/MWh und einen FIP von 713,7 PLN/MWh. In der Halbjahrestabelle beträgt der FIT 745,8 PLN/MWh, weil er sich auf Erklärungen vor der Änderung bezieht. Eine Anlage von 2019 hat nach Valorisierung 785,3 PLN/MWh. Die Abführung aus dem Gesetz über außerordentliche Maßnahmen galt bis zum 31. Dezember 2023, erfasste Biogasanlagen bis 1 MW jedoch nicht.

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 2019–2022 (Art. 70e Abs. 3; GUS, Statistisches Hauptamt Polens: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4).

Der Monatsdurchschnitt sinkt von 514,8 PLN/MWh im Juli auf 347,1 PLN/MWh im Dezember, und das Dezemberniveau beträgt nur 47 % des FIT-Preises. Es gab 38 Stunden mit negativem Preis; gemäß Art. 93 Abs. 5 wird Energie aus Stunden mit negativem Preis erst bei mindestens sechs aufeinanderfolgenden solchen Stunden von der FIP-Abrechnung ausgeschlossen. Würde der Erzeuger das Aggregat in Stunden mit negativem Preis selbst abschalten, stiege der RDN-Erlös von 451,0 auf 455,2 PLN/MWh.

Tagesprofil: Minimum um 2:00 Uhr (358,4 PLN/MWh), Maximum um 19:00 Uhr (612,9 PLN/MWh). Die Prämie für den 2×-Betrieb beträgt 85,8 PLN/MWh, für 3× 119,7 PLN/MWh.

Flexibilität im FIP gegenüber Flexibilität ohne Förderung

Dasselbe zusätzliche Aggregat bringt im FIP und im reinen RDN eine ähnliche Prämie (bei 2× 88,7 PLN/MWh im FIP und 85,8 PLN/MWh im RDN; im FIP umgeht der flexible Fahrplan zudem die von der Abrechnung ausgeschlossenen Stunden), liegt im FIP aber auf einer höheren Basis: 639,5 PLN/MWh bei Dauerbetrieb gegenüber 451,0 PLN/MWh ohne Förderung. Die Differenz von 188,5 PLN/MWh entspricht annähernd dem Zuschlag zum festen FIP-Preis (90 % des Referenzpreises), berechnet vom durchschnittlichen Tages-RDN-Preis und monatlich abgerechnet. Aus Sicht von Art. 93 des OZE-Gesetzes rechnet ein FIP-Erzeuger, der abends fährt, weiterhin gegen den Tagesdurchschnitt ab und behält damit den gesamten Vorteil der Spitzenstunden. Ist in den Vormonaten ein positiver Saldo entstanden (Art. 93 Abs. 11), werden die Zuschläge bis zu dessen Aufbrauch gekürzt.

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 2.764 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.823 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 40 % 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 85,8 PLN/MWh für 2× und 119,7 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Auf ein Jahr hochgerechnet (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 346.000 PLN für 2× und 483.000 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 2.356.000–2.899.000 PLN für 2× sowie 3.289.000–4.047.000 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 1.098.000–1.800.000 PLN für 2× und 2.264.000–3.838.000 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 (im FIP fällt er mitunter etwas größer aus, 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 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 21,4 PLN/MWh hinzu (Erlös 472,4 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 329,1 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 86.000 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 474.000–579.000 PLN, also 474–579 PLN pro kWh Kapazität. Die angenommene Kostenspanne des Systems beträgt 1.200–2.000 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 179 bis 529 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

• RDN mit Flexibilität (536,8–570,7 PLN/MWh) erreicht 72 %–77 % des FIT; die Lücke beträgt 175,1–209,0 PLN/MWh.
• FIP + 3× (763,2 PLN/MWh) übertrifft den FIT für Erklärungen vor November, liegt aber unter dem FIT von 828,4 PLN/MWh für ab dem 10. November abgegebene Erklärungen.
• Ausbau um ein zusätzliches Aggregat und einen Gasspeicher: Die Variante 2× amortisiert sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne; die Variante 3× amortisiert sich nur im unteren Teil der Kostenspanne und bei niedrigeren Kapitalkosten.
• Der Energiespeicher bringt zusätzlich 21,4 PLN/MWh und würde sich unter den angenommenen Kostenannahmen nicht amortisieren.