Fester Preis oder RDN? Biogasanlage im 2. Halbjahr 2024

Weiterhin nicht allein über den RDN, doch FIP mit 2×-Betrieb hat den FIT erstmals seit 2022 übertroffen. Im 2. Halbjahr 2024 lag der durchschnittliche RDN-Preis bei 456,5 PLN/MWh (55 % des FIT von 828,4 PLN/MWh). Der 2×-Betrieb hebt den Erlös auf 599,1 PLN/MWh (72 % des FIT), der 3×-Betrieb auf 667,6 PLN/MWh (81 % des FIT); die Lücke zum FIT beträgt also 229,3 PLN/MWh bei 2× und 160,8 PLN/MWh bei 3×. FIP mit 2×-Betrieb erreicht 856,0 PLN/MWh, mit 3×-Betrieb — 924,8 PLN/MWh, also 103 % und 112 % des FIT. Das Halbjahr endet mit einer Rechtsänderung, die für eine Anlage von 0,5 MW eine wichtige Regel verändert.

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 2024).

Novelle vom 27. November 2024

Das Gesetz vom 27. November 2024 (Dz.U. 2024 Pos. 1847) trat in diesem Teil am 28. Dezember 2024 in Kraft und ändert zwei für Biogasanlagen wesentliche Elemente. Erstens wurde in Art. 70a die Schwelle von 500 kW durch eine Schwelle von 200 kW ersetzt: Anlagen unter 200 kW verbleiben im FIT, und von 200 kW bis 1 MW greift der FIP. Eine Anlage von 0,5 MW gehörte vor der Änderung zur FIP-Klasse und bleibt es auch danach. Die Übergangsvorschriften (Art. 18–21 des Änderungsgesetzes) sehen für bestehende Erklärungen von Anlagen mit 200–500 kW Übergangsfristen vor, die u. a. vom Datum der Bescheinigung und der ersten Produktion abhängen. Zweitens wurde in Art. 93 Abs. 4–5 die Regel für negative Preise geändert: Bis zum 27. Dezember 2024 wurde Energie aus Stunden mit einem Preis unter null nur dann von der Abrechnung ausgeschlossen, wenn die negativen Preise mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden andauerten; ab dem 28. Dezember wird Energie aus jeder solchen Stunde ausgeschlossen. Im Halbjahr gab es 132 Stunden mit negativem Preis, und von der neuen Regel wurden nur die letzten vier Tage erfasst. Die Referenzpreise bleiben die aus der Verordnung vom 8. November 2023 (FIT 828,4 PLN/MWh = 95 % von 872 PLN, FIP 713,7 PLN/MWh = 90 % von 793 PLN; der FIP bei Dauerbetrieb, 707,4 PLN/MWh, liegt unter dem Festpreis, weil Energie aus negativen Stunden von der Abrechnung ausgeschlossen wird); eine Anlage von 2019 hat nach Valorisierung 874,9 PLN/MWh.

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 2019–2023 (Art. 70e Abs. 3; GUS, Statistisches Hauptamt Polens: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4).

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

Die Monatsdurchschnitte sind stabil (406,5–522,9 PLN/MWh), und der November (522,9 PLN/MWh) ist der teuerste. Der Ausschluss negativer Stunden hebt den RDN-Erlös von 456,5 auf 471,9 PLN/MWh.

Die Tagesspreizung ist die größte seit dem 2. Halbjahr 2022: von 309,1 PLN/MWh um 12:00 Uhr bis 788,7 PLN/MWh um 19:00 Uhr. Deshalb ist die Prämie für den 2×-Betrieb (142,6 PLN/MWh) und den 3×-Betrieb (211,1 PLN/MWh) mehr als doppelt so hoch wie im vorherigen Halbjahr (68,6 und 96,6 PLN/MWh).

Ist FIP + Flexibilität der neue FIT?

FIP mit 2×-Betrieb (856,0 PLN/MWh) entspricht 103 % des FIT, doch man muss zwei unterschiedliche Preise ehrlich vergleichen: Der FIP beträgt 90 % des Preises für die Klasse 500 kW–1 MW (713,7 PLN/MWh), der FIT 95 % des Preises für die Klasse bis 500 kW (828,4 PLN/MWh). Der Gewinn stammt aus zwei Quellen: dem Zuschlag zum Festpreis und der Prämie aus dem Preisprofil (durchschnittlicher erzielter Preis 599,1 PLN/MWh gegenüber dem Durchschnitt von 456,5 PLN/MWh). Der Zuschlag hängt jedoch vom Saldo ab: Ein positiver Saldo aus früheren Monaten (Art. 93 Abs. 11) mindert den negativen. Der Erzeuger muss außerdem in ein zusätzliches Aggregat und einen Gasspeicher investieren, was der FIT nicht verlangt.

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 2.696 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.669 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 47 % 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 142,6 PLN/MWh für 2× und 211,1 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Auf ein Jahr hochgerechnet (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 575.000 PLN für 2× und 851.000 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 3.919.000–4.823.000 PLN für 2× sowie 5.799.000–7.136.000 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 1.092.000–1.779.000 PLN für 2× und 2.251.000–3.792.000 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 (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 48,3 PLN/MWh hinzu (Erlös 504,8 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 659,5 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 195.000 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 1.070.000–1.309.000 PLN, also 1.070–1.309 PLN pro kWh Kapazität. Die angenommene Kostenspanne des Systems beträgt 800–1.500 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 909 bis 1.259 PLN/kWh; der Speicher würde sich nur in einem Teil der Spanne amortisieren (niedrige Anschlusskosten, niedrige Kapitalkosten, günstigeres Angebot). Das Modell lässt Netzentgelte für den Bezug, das Kapazitätsentgelt und den Regelenergiemarkt außer Acht, daher ist das Ergebnis eher optimistisch.

Schlussfolgerungen für dieses Halbjahr

• Allein der RDN: 599,1–667,6 PLN/MWh entsprechen 72 %–81 % des FIT, Lücke 160,8–229,3 PLN/MWh.
• FIP + Flexibilität: 856,0–924,8 PLN/MWh, also 103 %–112 % des FIT; Förderung plus Abendbetrieb gleicht dem Festpreis an.
• Die neue Regel für negative Stunden (ab dem 28.12.2024) entzieht die Förderung für Energie aus jeder solchen Stunde, sodass der Dauerbetrieb weniger rentabel ist als zuvor.
• Zusätzliches Aggregat und Gasspeicher: Beide Varianten (2× und 3×) amortisieren sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne; ein Energiespeicher würde sich nur in einem Teil der Spanne amortisieren (niedrige Anschlusskosten, niedrige Kapitalkosten, günstigeres Angebot).