Vaste prijs of RDN? Biogasinstallatie in de eerste helft van 2024

Nee, in de eerste helft van 2024 was de kloof tussen de RDN en de vaste prijs in Poolse złoty het grootst sinds het begin van de reeks. De gemiddelde RDN-prijs bedroeg 372,0 zł/MWh, terwijl de FIT voor een nieuwe verklaring 828,4 zł/MWh bedroeg, waardoor de marktprijs slechts 45% van de vaste prijs vertegenwoordigde. Bedrijf 2× levert 440,6 zł/MWh op (53% van de FIT), bedrijf 3× 468,6 zł/MWh (57% van de FIT). Het dichtst bij de FIT komt FIP met flexibiliteit: 782,3 zł/MWh bij 2× (94% van de FIT) en 810,3 zł/MWh bij 3× (98% van de FIT). Conclusie: met alleen RDN verkleint het dubbelmembraandak de afstand, maar sluit deze niet.

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 (tweede helft 2023).

Vaste prijzen in 2024

De referentieprijzen uit het besluit van 8 november 2023 (Dz.U. 2023 poz. 2440) zijn van kracht: 872 zł/MWh voor agrarisch biogas tot 500 kW en 793 zł/MWh voor het bereik van 500 kW–1 MW. Dit resulteert in een FIT van 828,4 zł/MWh en een FIP van 713,7 zł/MWh voor nieuwe verklaringen; voor „ander biogas” tot 500 kW bedraagt de FIT 600,4 zł/MWh, en voor agrarische warmtekrachtkoppeling (WKK) 973,8 zł/MWh. Een installatie uit 2019 heeft na indexering (index voor 2023: 111,4) een FIT van 874,9 zł/MWh.

Cijfers van het halfjaar

De prijs van de „installatie uit 2019” bedraagt 95% van de referentieprijs uit 2019 (617,5 zł/MWh) na basis van de gecumuleerde indexering met het gemiddelde jaarlijkse CPI voor de jaren 2019–2023 (art. 70e lid 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4).

De gemiddelde maandprijzen vormen een U-vorm: 408,2 zł/MWh in januari, 324,4 zł/MWh in maart (minimum), 455,3 zł/MWh in juni. Maart vertegenwoordigt slechts 39% van de FIT-prijs. In het halfjaar waren er 65 uren met een negatieve prijs; het uitsluiten hiervan verhoogt de opbrengst van de RDN van 372,0 naar 378,3 zł/MWh.

Dit is het eerste halfjaar in de reeks waarin het dagprofiel geen nachtelijk minimum kent. Het goedkoopste uur is 12:00 (286,6 zł/MWh), terwijl de hoogste prijzen in de avond vallen: 20:00 (514,2 zł/MWh). Deze vorm komt overeen met de toename van fotovoltaïsche productie gedurende de dag. Voor biogasinstallaties betekent dit dat de vensters voor bedrijf 2× en 3× verschuiven naar de ochtend- en avondpiek, terwijl de middaguren een tijd worden voor gasopslag. De premie voor flexibiliteit bedraagt 68,6 zł/MWh voor 2× en 96,6 zł/MWh voor 3×.

Waarom FIP + flexibiliteit dichter bij FIT komt

Bij FIP verkoopt de producent energie op de markt en ontvangt een toeslag op de vaste prijs, berekend op basis van de gemiddelde dagelijkse RDN-prijs. Een toename van de prijsspreiding binnen een dag verhoogt dus het voordeel voor de flexibele producent zonder de toeslag te verminderen. In de eerste helft van 2024 levert FIP met continu bedrijf 710,7 zł/MWh op (86% van de FIT; dit ligt iets onder de vaste FIP-prijs van 713,7 zł/MWh, omdat energie uit uren met negatieve prijzen onder de regel van zes opeenvolgende uren niet wordt ondersteund), en met bedrijf 2× 782,3 zł/MWh. Positieve saldi uit de crisismanden van 2022 kunnen reeds zijn gebruikt voor latere negatieve saldi; het model volgt dit niet. Juridische risico’s betreffen ook de uitbreiding van capaciteit: het overschrijden van vermogensdrempels kan de klasse van de installatie en de referentieprijs wijzigen, wat opheldering vereist van de voorzitter van de URE vóór investering.

Is een dubbelmembraandak voldoende

In het model betekent bedrijf „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 vergisting stroomt de hele dag door (in het model ongeveer 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 van dit halfjaar volgt een gemiddelde opslagcapaciteit van 2 693 m³ voor 2× (95e percentiel: 3 629 m³) en 3 639 m³ voor 3× (4 839 m³). Een enkel dubbelmembraandak met een diameter van 26 m heeft volgens DLG een gasopslagcapaciteit van ongeveer 2500 m³ (we nemen dit als aanname ook voor Poolse installaties): in dit halfjaar dekt dit de behoefte voor 2× in 45% 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 voor 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 68,6 zł/MWh voor 2× en 96,6 zł/MWh voor 3× ten opzichte van continu bedrijf. Na annualisering (×2, aanname) levert dit een jaarlijkse meeropbrengst op van 274 duizend zł voor 2× en 385 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 1 865–2 294 duizend zł voor 2× en 2 625–3 230 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 1 092–1 778 duizend zł voor 2× en 2 248–3 783 duizend zł voor 3×. Rekenkundige conclusie: 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 voor FIP en zuivere RDN (bij FIP is het soms iets groter, omdat flexibel bedrijf de uren vermijdt die uitgesloten zijn van verrekening), 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 19,6 zł/MWh toe aan continu bedrijf (opbrengst RDN + opslag: 391,6 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 296,4 zł/MWh. De jaarlijkse meeropbrengst bedraagt 78 duizend zł; bij een afschrijvingstermijn van 15 jaar, jaarlijks onderhoud van 2,5% van de investering en een gemiddelde capaciteitsdegradatie van 2% per jaar (aannames) kan er 430–526 duizend zł worden geïnvesteerd in het opslagsysteem, oftewel 430–526 zł per kWh capaciteit. De aangenomen kostenmarges voor het systeem bedragen 800–1 500 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 126 tot 476 zł/kWh; het opslagsysteem zou zich bij de aangenomen kosten niet terugverdienen. Het model laat distributiekosten voor afname, de capaciteitstarief en de balanceringsmarkt buiten beschouwing, dus het resultaat is eerder optimistisch.

Conclusies voor dit halfjaar

• RDN (372,0 zł/MWh) en RDN met flexibiliteit (440,6–468,6 zł/MWh) benaderen de FIT (828,4 zł/MWh) niet: de kloof bedraagt 359,8–387,8 zł/MWh.
• Het prijsdal midden op de dag en de avondpiek maken het schema voor bedrijf 2×/3× waardevoller dan de goedkope nachtelijke uren.
• 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 (19,6 zł/MWh) zou zich bij de aangenomen kosten nog steeds niet terugverdienen; dalende batterijprijzen kunnen dit in de komende jaren veranderen.