Vaste prijs of RDN? De biogasinstallatie in de eerste helft van 2021

Nee — in de eerste helft van 2021 lag de vaste prijs nog steeds meer dan tweemaal zo hoog als wat een biogasinstallatie op de RDN kon behalen. De gemiddelde prijs van de dag-vooruit-markt bedroeg 283,2 €/MWh, terwijl de FIT voor een nieuwe installatie onder de 500 kW 617,5 €/MWh bedroeg. Productie tijdens de duurste uren van een dubbelmembraandak levert 311,8 €/MWh (2×) en 321,1 €/MWh (3×) op, wat neerkomt op 50% en 52% van de vaste prijs. Het beste resultaat zonder vaste prijs is FIP met flexibiliteit: 559,6 €/MWh. De markt vertoont duidelijke groei ten opzichte van het voorgaande halfjaar, maar de afstand blijft groot.

Herinnering aan het mechanisme

De ondersteuningsregels (art. 70a–70f van de wet hernieuwbare energie), scenario’s en aannames van het model zijn beschreven in de eerste analyse van de reeks. De resultaten van het voorgaande halfjaar vindt u in de vorige analyse van de reeks (tweede halfjaar 2020).

Referentieprijzen en indexering in 2021

Het besluit voor 2021 (Dz.U. 2021 poz. 722, van 16 april 2021) handhaafde de referentieprijzen voor elektriciteit: 650 €/MWh voor agrarisch biogas tot 500 kW, 590 €/MWh voor het bereik van 500 kW–1 MW en 470 €/MWh voor „overig biogas”. Hieruit volgt een FIT van 617,5 €/MWh (95% van 650 €, klasse onder 500 kW) en een FIP van 531,0 €/MWh (90% van 590 €, klasse 500 kW–1 MW). Het besluit werd afgekondigd op 19 april 2021, dus tijdens het halfjaar, maar de waarden voor biogas zijn gelijk aan die in het besluit voor 2020 (Dz.U. 2020 poz. 798), waardoor het resultaat niet afhankelijk is van deze datum. Voor installaties met hoogrenderende warmtekrachtkoppeling geeft het besluit een hogere referentieprijs van 760 €/MWh, wat resulteert in een FIT van 722,0 €/MWh. Dit is significant: een biogasinstallatie met warmtekrachtkoppeling kan een vaste prijs behalen die ongeveer 100 €/MWh hoger ligt, en dit bedrag is onafhankelijk van de markt.

Een installatie die in 2019 een verklaring heeft ingediend, heeft een prijs uit 2019 die is geïndexeerd op basis van inflatie. Na verrekening van de gemiddelde consumentenprijsindexen voor 2019 (102,3) en 2020 (103,4) bedraagt de FIT 653,2 €/MWh (617,5 × 1,023 × 1,034), en de FIP 561,7 €/MWh. Een oudere installatie is dus ongeveer 36 €/MWh beter af dan een nieuwe — indexering werkt in de richting van een stijging zolang de inflatie positief is.

Cijfers van het halfjaar

De prijs „installatie uit 2019” is 95% van de referentieprijs uit 2019 (617,5 €/MWh) na basis van de gecumuleerde indexering met de gemiddelde jaarlijkse CPI voor de jaren 2019–2020 (art. 70e lid 3; CBS: 102,3; 103,4).

De gemiddelde maandprijs stijgt van 248,8 €/MWh in januari naar 343,1 €/MWh in juni. Dit is een stijging van meer dan een derde in een half jaar, maar zelfs de gemiddelde juni-prijs bedraagt iets meer dan de helft van de FIT. Er waren geen uren met een negatieve prijs.

Het dagprofiel vertoont een duidelijk nachtelijk minimum (3:00 uur: 238,2 €/MWh) en een avondpiek (19:00 uur: 327,4 €/MWh). Productie volgens 2× plaatst de productie in de duurste uren van deze curve, maar in absolute bedragen is dit slechts 28,6 €/MWh meer dan continue productie.

Is een dubbelmembraandak voldoende

In het model betekent „2×” dat een aggregaat met een vermogen van ongeveer 1,0 MW alleen draait tijdens de 12 duurste uren van de dag, en „3×” dat een aggregaat van ongeveer 1,5 MW draait tijdens de 8 duurste uren; dezelfde dagelijkse energie (ongeveer 10,96 MWh) wordt dus in een kortere tijd geproduceerd, met een hoger vermogen. Het biogas uit de methaangisting stroomt de hele dag door (in het model ongeveer 216 Nm³/h, wat voortvloeit uit een elektrisch 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 van dit halfjaar volgt een gemiddelde opslagcapaciteit van 2 771 m³ voor 2× (95e percentiel: 3 629 m³) en 3 518 m³ voor 3× (4 839 m³). Een enkel dubbelmembraandak met een diameter van 26 m heeft volgens DLG een gasopslagcapaciteit van ongeveer 2 500 m³ (we nemen dit als aanname ook voor Poolse installaties): in dit halfjaar dekt dit de behoefte voor 2× in 43% van de dagen, en de behoefte voor 3× in 5% van de dagen. Twee daken, oftewel 5 000 m³, dekken in het model alle dagen van het halfjaar in beide varianten (de maximale behoefte overschreed niet 5 000 m³).

Hoeveel kunt u uitgeven aan flexibiliteit

De premie voor productie tijdens dure uren bedraagt in dit halfjaar 28,6 €/MWh voor 2× en 37,9 €/MWh voor 3× ten opzichte van continue productie. Na annualisering (×2, aanname) levert dit een jaarlijkse meeropbrengst op van 114 duizend € voor 2× en 150 duizend € 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 774–952 duizend € voor 2× en 1 023–1 259 duizend € 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 neerkomt op 1 098–1 802 duizend € voor 2× en 2 238–3 747 duizend € voor 3×. Conclusie uit de berekening: beide varianten (2× en 3×) zijn niet rendabel, zelfs niet bij de ondergrens van de kostenmarges. Dezelfde voordeel uit het prijsprofiel geldt voor FIP en zuivere RDN, omdat het voortvloeit 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 5,4 €/MWh toe aan continue productie (opbrengst 288,6 €/MWh). Het gemiddelde van de dagelijkse verschillen tussen de gemiddelde prijs van de twee duurste en de twee goedkoopste uren van de dag bedraagt 109,7 €/MWh. De jaarlijkse meeropbrengst bedraagt 21 duizend €; bij een afschrijvingstermijn van 15 jaar, onderhoudskosten van 2,5% van de investering per jaar en een gemiddelde capaciteitsdegradatie van 2% per jaar (aannames) mag er 117–143 duizend € aan het opslagsysteem worden besteed, oftewel 117–143 € per kWh capaciteit. De gehanteerde kostenmarges voor het systeem bedragen 1 500–2 500 €/kWh, en een extra aansluiting kost 50–400 duizend € — dit zijn aannames, omdat er geen harde Poolse prijzen voor deze schaal beschikbaar zijn. Na aftrek van de aansluitkosten (50–400 duizend €) van het budget bij kapitaalkosten van 6% bedraagt de toelaatbare kostprijs van het systeem -257 tot 93 €/kWh; de opslag zou bij de gehanteerde kostenveronderstellingen niet rendabel zijn. Het model houdt geen rekening met distributiekosten voor afname, capaciteitstarieven en de onbalansmarkt, dus het resultaat is eerder optimistisch.

Conclusies voor dit halfjaar

• De RDN bij productie 2× (311,8 €/MWh) bedraagt 50% van de FIT; het verschil is 305,7 €/MWh in het nadeel van de markt.
• Voor een producent met warmtekrachtkoppeling is de FIT nog hoger (722,0 €/MWh), waardoor de afstand tot de RDN groter wordt.
• FIP + 2× (559,6 €/MWh) bedraagt 91% van de FIT: ondersteuning plus flexibiliteit blijft de enige optie die de vaste prijs benadert.
• Een extra aggregaat en gasopslag zijn niet rendabel, zelfs niet bij de ondergrens van de kostenmarges; energieopslag verandert het beeld niet (5,4 €/MWh extra).