Fester Preis oder RDN? Biogasanlage im 2. Halbjahr 2025

Fast ein Gleichstand — allein über den RDN nicht, doch FIP mit Flexibilität näherte sich dem Festpreis nahezu vollständig an. Im 2. Halbjahr 2025 lag der durchschnittliche RDN-Preis bei 456,3 PLN/MWh (55 % des FIT von 828,4 PLN/MWh), der 2×-Betrieb bringt 564,1 PLN/MWh (68 % des FIT) und der 3×-Betrieb 614,7 PLN/MWh (74 % des FIT). FIP mit 2×-Betrieb erreicht 821,4 PLN/MWh, also 99 % des FIT, und mit 3×-Betrieb 872,1 PLN/MWh (105 % des FIT). Das Halbjahr zeigt die Saisonalität: Im Vergleich zur Analyse für das 1. Halbjahr 2025 gab es 60 statt 251 Stunden mit negativem Preis.

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 2025).

Saisonalität und Quartalsnotierungen

Negative Preise betreffen vor allem Frühling und Sommer, wenn sonnige Mittage auf geringe Nachfrage treffen. Im Herbst-Winter-Halbjahr sind sie seltener, dafür liegen die Marktpreise dann höher (525,9 PLN/MWh im November, 492,4 PLN/MWh im Dezember). Daraus folgt ein praktischer Hinweis: Eine Halbjahresrechnung reicht zur Bewertung einer Anlage nicht aus, denn Flexibilität verdient im Frühling anders als im Winter. Seit Oktober 2025 haben die Quelldaten von energy-charts.info eine Auflösung von 15 Minuten; im Modell wurden sie zu Stunden gemittelt, und in der FIP-Abrechnung verweist das Gesetz auf stündliche, volumengewichtete Durchschnittspreise des Day-Ahead-Marktes. Die Referenzpreise bleiben die aus der Verordnung vom 8. November 2023: FIT 828,4 PLN/MWh und FIP 713,7 PLN/MWh; eine Anlage von 2019 hat nach Valorisierung einen FIT von 906,4 PLN/MWh. Einen breiteren Vergleich der Fördersysteme finden Sie in der Analyse Fördersysteme für Biogasanlagen in Polen.

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 2019–2024 (Art. 70e Abs. 3; GUS, Statistisches Hauptamt Polens: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4; 103,6).

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 liegen zwischen 382,0 PLN/MWh im August und 525,9 PLN/MWh im November. Selbst der teuerste Monat entspricht 63 % des FIT-Preises. Stunden mit negativem Preis (60) schließen wir von der Abrechnung aus; der Gewinn daraus beträgt 6,7 PLN/MWh.

Tagesprofil: 12:00 Uhr sind 317,2 PLN/MWh, 19:00 Uhr sind 724,2 PLN/MWh. Die Spreizung von 407,0 PLN/MWh ergibt eine Flexibilitätsprämie von 107,8 PLN/MWh (2×) und 158,4 PLN/MWh (3×).

Was „99 % FIT“ bedeutet

FIP mit Flexibilität (821,4 PLN/MWh) entspricht dem FIT von 828,4 PLN/MWh bis auf wenige PLN, setzt sich aber aus anderen Elementen zusammen. Der FIT ist ein fester Betrag, ohne Marktrisiko und ohne Ausbauinvestitionen. FIP + 2× ist ein niedrigerer Festpreis (90 % des Referenzpreises für die Klasse 500 kW–1 MW) plus Markt plus Prämie aus dem Profil, was ein zusätzliches Aggregat und einen Gasspeicher erfordert. Das Risiko liegt auch auf der Saldoseite: Ein positiver Saldo aus Monaten mit hohen Preisen mindert die Zuschläge in den folgenden (Art. 93 Abs. 11 des OZE-Gesetzes), und ein am Ende des Zeitraums nicht ausgeglichener Saldo wird an die Abrechnungsstelle zurückgezahlt (Abs. 12). Im Modell wird der Saldo monatlich berechnet und nicht übertragen, daher ist das Ergebnis eine obere Schätzung.

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 2.698 m³ für 2× (95. Perzentil: 3.629 m³) und 3.710 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 42 % der Tage ab und bei 3× an 3 % 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 107,8 PLN/MWh für 2× und 158,4 PLN/MWh für 3× gegenüber dem Dauerbetrieb. Auf ein Jahr hochgerechnet (×2, Annahme) ergibt das einen Jahresüberschuss von 434.000 PLN für 2× und 639.000 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 2.960.000–3.642.000 PLN für 2× sowie 4.352.000–5.355.000 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 1.092.000–1.780.000 PLN für 2× und 2.254.000–3.804.000 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 37,2 PLN/MWh hinzu (Erlös 493,5 PLN/MWh). Der Durchschnitt der täglichen Differenzen zwischen dem Durchschnittspreis der zwei teuersten und der zwei billigsten Stunden des Tages beträgt 524,2 PLN/MWh. Der Jahresüberschuss beträgt 150.000 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 823.000–1.006.000 PLN, also 823–1.006 PLN pro kWh Kapazität. Die angenommene Kostenspanne des Systems beträgt 600–1.200 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 606 bis 956 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

• RDN mit Flexibilität (564,1–614,7 PLN/MWh) entspricht 68 %–74 % des FIT; FIP + 2× (821,4 PLN/MWh) liegt um 7,0 PLN/MWh unter dem FIT.
• Weniger Stunden mit negativem Preis (60) als im Frühling bedeuten, dass der Nutzen des Abschaltens auf 6,7 PLN/MWh sinkt.
• Zusätzliches Aggregat und Gasspeicher: Die Variante 2× amortisiert sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne; die Variante 3× amortisiert sich in der gesamten angenommenen Kostenspanne.
• Der Energiespeicher bringt zusätzlich 37,2 PLN/MWh und würde sich nur in einem Teil der Spanne amortisieren (niedrige Anschlusskosten, niedrige Kapitalkosten, günstigeres Angebot).