Vaste prijs of RDN? Agrarische biogasinstallatie in de tweede helft van 2023

Nee, in de tweede helft van 2023 lag de markt opnieuw duidelijk onder de vaste prijs. De gemiddelde RDN-prijs bedroeg 451,0 zł/MWh (60% van FIT 745,8 zł/MWh), en in december slechts 347,1 zł/MWh. Bedrijf 2× levert 536,8 zł/MWh op (72% van FIT), bedrijf 3× 570,7 zł/MWh (77% van FIT). FIP met bedrijf 3× bereikt 763,2 zł/MWh en overschrijdt daarmee FIT 745,8 zł/MWh, geldend voor aanvragen vóór 10 november, maar tegelijkertijd krijgen nieuwe aanvragen een hogere referentieprijs, waardoor de lat hoger komt te liggen. De omvang van de kloof — 209,0 zł/MWh bij 2× — betekent dat alleen een dubbelmembraandak niet voldoende is om RDN gelijk te trekken met FIT.

Herinnering aan het mechanisme

De ondersteuningsregels (art. 70a–70f van de wet hernieuwbare energie), scenario's en modelaannames zijn beschreven in de eerste analyse van de reeks. De resultaten van het vorige halfjaar vindt u in de vorige analyse van de reeks (eerste helft 2023).

Nieuwe referentieprijzen vanaf 10 november 2023

Het besluit van 8 november 2023 (Dz.U. 2023 poz. 2440), gepubliceerd op 9 november, is van kracht sinds 10 november 2023. Voor elektriciteit uit agrarisch biogas tot 500 kW bedraagt de prijs 872 zł/MWh, voor het bereik 500 kW–1 MW 793 zł/MWh, en voor ander biogas tot 500 kW 632 zł/MWh (bespreking: referentieprijzen OZE 2023). Voor aanvragen ingediend vanaf 10 november resulteert dit in een FIT van 828,4 zł/MWh en een FIP van 713,7 zł/MWh. In de tabel voor het halfjaar bedraagt FIT 745,8 zł/MWh, omdat dit betrekking heeft op aanvragen vóór de wijziging. Een installatie uit 2019 heeft na indexering 785,3 zł/MWh. De korting uit de wet op bijzondere maatregelen was van kracht tot 31 december 2023, maar gold niet voor biogasinstallaties tot 1 MW.

Cijfers van het halfjaar

De prijs „installatie uit 2019” bedraagt 95% van de referentieprijs uit 2019 (617,5 zł/MWh) na basis van de gecumuleerde jaarlijkse CPI-indexering voor de jaren 2019–2022 (art. 70e lid 3; CBS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4).

De gemiddelde maandprijs daalt van 514,8 zł/MWh in juli naar 347,1 zł/MWh in december, en het decemberniveau bedraagt slechts 47% van de FIT-prijs. Er waren 38 uren met een negatieve prijs; volgens art. 93 lid 5 wordt energie uit uren met een negatieve prijs pas uitgesloten van de FIP-afrekening bij ten minste zes opeenvolgende uren. Als de producent zelf de aggregaat zou uitschakelen tijdens uren met een negatieve prijs, zou de opbrengst uit RDN stijgen van 451,0 naar 455,2 zł/MWh.

Dagelijks profiel: minimum om 2:00 uur (358,4 zł/MWh), maximum om 19:00 uur (612,9 zł/MWh). De premie voor bedrijf 2× bedraagt 85,8 zł/MWh, voor 3× 119,7 zł/MWh.

Flexibiliteit in FIP versus flexibiliteit buiten ondersteuning

Dezelfde extra aggregaat levert in FIP en in zuivere RDN een vergelijkbare premie op (voor 2× 88,7 zł/MWh in FIP en 85,8 zł/MWh in RDN; in FIP vermijdt het flexibele schema ook uren die uitgesloten worden van afrekening), maar in FIP ligt deze op een hoger basisniveau: 639,5 zł/MWh bij continu bedrijf tegenover 451,0 zł/MWh zonder ondersteuning. Het verschil van 188,5 zł/MWh is ongeveer de toeslag op de vaste FIP-prijs (90% van de referentieprijs), berekend op basis van de gemiddelde dagelijkse RDN en maandelijks afgerekend. Vanuit het perspectief van art. 93 van de wet hernieuwbare energie rekent een producent in FIP die 's avonds werkt, nog steeds af ten opzichte van het daggemiddelde, en behoudt daarmee het volledige voordeel van piekuren. Als in voorgaande maanden een positief saldo is ontstaan (art. 93 lid 11), worden de toeslagen verminderd totdat dit saldo is uitgeput.

Is een dubbelmembraandak voldoende

In het model betekent bedrijf „2×” dat een aggregaat met een verhoogd vermogen tot ca. 1,0 MW alleen werkt tijdens de 12 duurste uren van de dag, en „3×” dat een aggregaat van ca. 1,5 MW werkt tijdens de 8 duurste uren; dezelfde dagelijkse energie (ca. 10,96 MWh) wordt dus in een kortere tijd geproduceerd, met een hoger vermogen. Het biogas uit de vergisting stroomt de hele dag door (in het model ca. 216 Nm³/h, wat voortvloeit uit een vermogen van 0,5 MWel, een elektrisch rendement van 40% en een methaangehalte van 53%), dus de rest van de dag wordt opgeslagen in het dubbelmembraandak. Uit de gasbalans in dit halfjaar volgt een gemiddelde opslagcapaciteit van 2 764 m³ voor 2× (95e percentiel: 3 629 m³) en 3 823 m³ voor 3× (4 839 m³). Een enkel dubbelmembraandak met een diameter van 26 m heeft volgens DLG een gasopslagcapaciteit van ca. 2500 m³ (we nemen dit als aanname ook voor Poolse installaties): in dit halfjaar dekt dit de behoefte voor 2× in 40% van de dagen, en de behoefte voor 3× in 2% van de dagen. Twee daken, dus 5000 m³, dekken in het model alle dagen van het halfjaar in beide varianten (de maximale behoefte overschreed niet 5000 m³).

Hoeveel kan er worden geïnvesteerd in flexibiliteit

De premie voor bedrijf tijdens dure uren bedraagt in dit halfjaar 85,8 zł/MWh voor 2× en 119,7 zł/MWh voor 3× ten opzichte van continu bedrijf. Na annualisering (×2, aanname) levert dit een jaarlijkse meeropbrengst op van 346 duizend zł voor 2× en 483 duizend zł voor 3×; gedeeld door de annuïteitsfactor (afschrijving 12 jaar, kapitaalkosten 10% of 6%) resulteert dit in een budget voor een extra aggregaat en gasopslag van ongeveer 2 356–2 899 duizend zł voor 2× en 3 289–4 047 duizend zł voor 3× (lagere waarde bij kapitaalkosten van 10%, hogere bij 6%). De marges van de kosten zijn aannames, geen offertes: 500–800 €/kW extra vermogen plus 20–70 €/m³ ontbrekende opslag, bij een wisselkoers van 4,3 zł/€, wat resulteert in 1 098–1 800 duizend zł voor 2× en 2 264–3 838 duizend zł voor 3×. Conclusie uit de berekening: variant 2× verdient zich terug binnen de volledige aangenomen kostenmarges, variant 3× verdient zich alleen terug bij het lagere deel van de kostenmarges en lagere kapitaalkosten. Hetzelfde voordeel van het prijsprofiel geldt in FIP en in zuivere RDN (in FIP is het soms iets groter, omdat flexibel bedrijf uren vermijdt die uitgesloten worden van afrekening), omdat het voortkomt uit de markt, en niet uit de ondersteuning; FIT biedt dit niet, omdat er evenveel wordt betaald voor elk uur.

Derde optie: energieopslag

Een opslagsysteem van 0,5 MW / 1 MWh, één cyclus per dag, rendement 85%, voegt 21,4 zł/MWh toe aan continu bedrijf (opbrengst 472,4 zł/MWh). Het gemiddelde van de dagelijkse verschillen tussen de gemiddelde prijs van de twee duurste en de twee goedkoopste uren van de dag bedraagt 329,1 zł/MWh. De jaarlijkse meeropbrengst bedraagt 86 duizend zł; bij een afschrijvingstermijn van 15 jaar, onderhoudskosten van 2,5% van de investering per jaar en een gemiddelde capaciteitsdegradatie van 2% per jaar (aannames) kan er 474–579 duizend zł worden geïnvesteerd in de opslag, oftewel 474–579 zł per kWh capaciteit. De aangenomen kostenmarges voor het systeem bedragen 1 200–2 000 zł/kWh, en een extra aansluiting kost 50–400 duizend zł — dit zijn aannames, omdat er geen harde Poolse prijzen zijn voor deze schaal. Na aftrek van de aansluitkosten (50–400 duizend zł) van het budget bij kapitaalkosten van 6% bedraagt de toelaatbare systeemkost 179 tot 529 zł/kWh; de opslag zou zich bij de aangenomen kosten niet terugverdienen. Het model laat distributiekosten voor afname, capaciteitstarief en de balansmarkt buiten beschouwing, dus het resultaat is eerder optimistisch.

Conclusies voor dit halfjaar

• RDN met flexibiliteit (536,8–570,7 zł/MWh) bereikt 72%–77% van FIT; de kloof bedraagt 175,1–209,0 zł/MWh.
• FIP + 3× (763,2 zł/MWh) overtreft FIT voor aanvragen van vóór november, maar ligt lager dan FIT 828,4 zł/MWh voor aanvragen ingediend vanaf 10 november.
• Uitbreiding met een extra aggregaat en gasopslag: variant 2× verdient zich terug binnen de volledige aangenomen kostenmarges; variant 3× verdient zich alleen terug bij het lagere deel van de kostenmarges en lagere kapitaalkosten.
• Energieopslag voegt 21,4 zł/MWh toe en zou zich bij de aangenomen kosten niet terugverdienen.