Vaste prijs of RDN? Biogasinstallatie in de eerste helft van 2023

Nee, na de crisis heeft de vaste prijs opnieuw gewonnen van de markt. In de eerste helft van 2023 daalde de gemiddelde RDN-prijs naar 567,2 zł/MWh, wat neerkomt op 76% van de FIT voor een nieuwe installatie (745,8 zł/MWh). Een dubbelmembraandak en productie tijdens de duurste uren verhogen de opbrengst naar 636,5 zł/MWh (2×, 85% FIT) en 661,7 zł/MWh (3×, 89% FIT). Het dichtst bij de FIT komt FIP met flexibiliteit: 713,6 zł/MWh bij 2× (96% van de vaste prijs) en 738,8 zł/MWh bij 3× (99%). Een producent die in de voorgaande twee halfjaren op de markt had ingezet, keerde terug naar het niveau van vóór de crisis — met dit verschil dat hij nu met een positief saldo afrekent.

Herinnering aan het mechanisme

De ondersteuningsregels (art. 70a–70f van de Wet OZE), 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 (tweede halfjaar 2022).

Vaste prijzen in 2023

De geldende referentieprijzen zijn afkomstig uit het besluit van 31 oktober 2022 (Dz.U. 2022 poz. 2247): 785 zł/MWh voor agrarisch biogas tot 500 kW en 715 zł/MWh voor het bereik van 500 kW–1 MW. Dit resulteert in een FIT van 745,8 zł/MWh en een FIP van 643,5 zł/MWh voor nieuwe verklaringen (details in de analyse referentieprijzen OZE 2022). Een installatie uit 2019 heeft na indexering met de index voor 2022 (114,4) een FIT van 785,3 zł/MWh — dit is al meer dan de prijs voor een nieuwe verklaring. De heffing voor het Fonds uit de wet op buitengewone maatregelen bleef van kracht, maar biogas en eenheden tot 1 MW waren hiervan vrijgesteld.

Cijfers van het halfjaar

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

De maandgemiddelden variëren van 648,7 zł/MWh in februari tot 479,8 zł/MWh in mei en liggen volledig onder de FIT. In mei ligt de markt 266,0 zł/MWh lager dan de vaste prijs. In het halfjaar waren er 5 uren met een negatieve prijs; volgens art. 93 lid 5 wordt energie uit uren met een negatieve prijs pas uitgesloten van de FIP-verrekening bij ten minste zes opeenvolgende uren, dus afzonderlijke uren ontnemen geen ondersteuning. Als de producent zelf de aggregaat zou uitschakelen tijdens uren met een negatieve prijs, zou de opbrengst uit RDN stijgen van 567,2 naar 567,9 zł/MWh, wat neerkomt op een verwaarloosbaar verschil.

Het dagprofiel kent een minimum om 4:00 uur (503,1 zł/MWh) en een piek om 19:00 uur (686,3 zł/MWh). De winst uit flexibiliteit daalde naar 69,3 zł/MWh (2×) en 94,5 zł/MWh (3×).

FIP-saldo na 2022

Een producent met FIP die in 2022 uitsluitend positieve saldi rapporteerde, begint 2023 met een positief saldo dat wordt verrekend met toekomstige toeslagen. Art. 93 lid 11 van de Wet OZE bepaalt dat een positief saldo wordt verrekend met een toekomstig negatief saldo. In 2023 daalde de markt onder de vaste prijs, waardoor een negatief saldo ontstaat, maar de dekking hiervan kan worden verminderd met eerdere overschotten. Pas na uitputting van deze overschotten begint de producent daadwerkelijk toeslagen te ontvangen. De tabel in dit artikel draagt geen saldi over tussen halfjaren, dus het FIP-resultaat (644,3 zł/MWh bij continue productie, 713,6 zł/MWh bij 2×) is een bovengrens. FIT kent dit effect niet.

Is een dubbelmembraandak voldoende

In het model betekent "2×" dat een aggregaat met een vermogen van ca. 1,0 MW alleen draait tijdens de 12 duurste uren van de dag, en "3×" dat een aggregaat van ca. 1,5 MW draait 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 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 in dit halfjaar volgt een gemiddelde opslagcapaciteit van 2 688 m³ voor 2× (95e percentiel: 3 629 m³) en 3 597 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 ook als aanname voor Poolse installaties): in dit halfjaar dekt dit de behoefte voor 2× in 49% van de dagen, en voor 3× in 3% van de dagen. Twee daken, oftewel 5000 m³, dekken in het model alle dagen van het halfjaar in beide varianten (de maximale behoefte overschreed niet 5000 m³).

Hoeveel kan worden geïnvesteerd in flexibiliteit

De premie voor productie tijdens dure uren bedraagt in dit halfjaar 69,3 zł/MWh voor 2× en 94,5 zł/MWh voor 3× ten opzichte van continue productie. Na annualisering (×2, aanname) levert dit een jaarlijkse meeropbrengst op van 275 duizend zł voor 2× en 375 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 1 874–2 306 duizend zł voor 2× en 2 555–3 143 duizend zł voor 3× (lagere waarde bij kapitaalkosten van 10%, hogere bij 6%). De kostenmarges 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 1 091–1 777 duizend zł voor 2× en 2 244–3 770 duizend zł voor 3×. Conclusie: variant 2× verdient zich terug binnen de volledige aangenomen kostenmarges, variant 3× verdient zich alleen terug bij de lagere kostenmarge en lagere kapitaalkosten. Hetzelfde voordeel van het prijsprofiel geldt voor FIP en zuivere RDN (bij FIP is het iets groter, omdat flexibele productie de uren vermijdt die worden uitgesloten van verrekening), omdat het voortvloeit uit de markt en niet uit de ondersteuning; FIT biedt dit voordeel 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 15,0 zł/MWh toe aan continue productie (opbrengst 582,2 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 269,7 zł/MWh. De jaarlijkse meeropbrengst bedraagt 59 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 326–398 duizend zł worden geïnvesteerd in de opslag, wat neerkomt op 326–398 zł per kWh capaciteit. De aangenomen kostenmarges voor het systeem bedragen 1 200–2 000 zł/kWh, en de extra aansluiting 50–400 duizend zł — dit zijn aannames, omdat er geen harde Poolse prijzen zijn voor deze schaal. Na aftrek van de aansluiting (50–400 duizend zł) van het budget bij kapitaalkosten van 6% bedraagt de toelaatbare systeemkost -2 tot 348 zł/kWh; de opslag zou zich bij de aangenomen kosten niet terugverdienen. Het model laat distributiekosten voor afname, capaciteitstarieven en de balansmarkt buiten beschouwing, dus het resultaat is eerder optimistisch.

Conclusies voor dit halfjaar

• Terugkeer naar normaal: RDN 567,2 zł/MWh is 76% van de FIT, en met productie 3× 89% van de FIT; het verschil met de vaste prijs bedraagt 84,1 zł/MWh, zelfs in de beste marktvariant.
• FIP met productie 2× (713,6 zł/MWh) komt het dichtst bij de FIT, maar een positief saldo uit 2022 kan de daadwerkelijke toeslagen verminderen.
• Variant 2× verdient zich terug binnen de volledige aangenomen kostenmarges; variant 3× verdient zich alleen terug bij de lagere kostenmarge en lagere kapitaalkosten.
• De eerste uren met een negatieve prijs (5) veranderen het resultaat nog niet, maar signaleren een nieuw type risico voor continue productie.