Vaste prijs of RDN? Biogasinstallatie in de tweede helft van 2020

Nee — in de tweede helft van 2020 verdiende een biogasinstallatie die elektriciteit verkocht tegen RDN-prijzen meerdere malen minder dan een installatie met een vaste prijs. De gemiddelde prijs van de dag-vooruit-markt in Polen bedroeg 236,6 zł/MWh, terwijl de vaste FIT-prijs voor een nieuwe installatie onder 500 kW 617,5 zł/MWh was. Een dubbelmembraandak en werken tijdens dure uren verhogen de opbrengst uit de RDN naar 264,4 zł/MWh (2×) en 272,0 zł/MWh (3×), wat neerkomt op 43% en 44% van de FIT. De enige configuratie die in de buurt komt, is FIP-ondersteuning gecombineerd met flexibiliteit: 558,7 zł/MWh. Dit is de eerste analyse uit een halfjaarlijkse reeks; elke volgende beantwoordt dezelfde vraag op basis van gegevens uit het volgende halfjaar.

Wie kan profiteren van FIT en FIP

Een veelgemaakte fout is de aanname dat een vaste prijs uitsluitend is voorbehouden aan agrarische biogasinstallaties. Artikel 70a, lid 1 van de wet op hernieuwbare energiebronnen (geconsolideerde tekst, Dz.U. 2020 poz. 261) somt in de punten 1–6 op: agrarisch biogas, stortgas, biogas uit rioolwaterzuiveringsinstallaties, ander biogas dan de voorgaande, waterkracht en biomassa. De eisen verschillen: de installatie moet een afzonderlijke eenheid voor vermogensafvoer hebben, de producent moet een energiebedrijf zijn en de brandstof moet uitsluitend een van de genoemde zijn. Een installatie op 'ander biogas' maakt gebruik van hetzelfde systeem, maar met een lagere referentieprijs: in 2020 470 zł/MWh in plaats van 650 zł/MWh, wat een FIT van 446,5 zł/MWh oplevert.

Tot 500 kW (kleine of micro-installatie) geldt FIT: de verplichte of gekozen afnemer koopt de niet-gebruikte energie tegen een vaste prijs. Vanaf 500 kW geldt FIP: de producent verkoopt energie aan de markt en de overheid — via de operator voor de afrekening van hernieuwbare energie — vult het verschil aan tot de vaste prijs. De prijs bedraagt 95% (FIT) of 90% (FIP) van de referentieprijs uit de verordening op de dag van indiening van de verklaring, wordt geïndexeerd met de gemiddelde jaarlijkse inflatie en verminderd met eventuele investeringssubsidie. Het recht geldt 15 jaar vanaf de eerste verkoop, maar niet langer dan tot 30 juni 2039, en er is een verklaring van de voorzitter van de URE nodig (art. 70b lid 8). Het scenario 'alleen RDN' betreft een installatie buiten het ondersteuningssysteem: na het vervallen van het recht, naar keuze van de producent of buiten de criteria.

Hoe we dit berekenen

Het model betreft een installatie van 0,5 MWel die 8000 uur per jaar draait, oftewel ongeveer 10,96 MWh per dag. Alle scenario's produceren dezelfde dagelijkse hoeveelheid energie, omdat de gasproductie constant is. De uurtarieven van de RDN zijn afkomstig van energy-charts.info (licentie CC BY 4.0), omgerekend met de wisselkoers van de NBP op de leveringsdag. Een installatie van 0,5 MW ligt op de grens van klassen: FIT wordt berekend volgens de prijs voor de klasse onder 500 kW (referentiepunt), en FIP volgens de prijs voor de klasse 500 kW – 1 MW, waartoe een installatie met een vermogen van precies 0,5 MW behoort. We vergelijken: FIT, FIP met continu bedrijf, RDN met continu bedrijf, RDN met 2× en 3× bedrijf, RDN met energieopslag en FIP met flexibiliteit. Aannames: kennis van de prijzen D-1 bij de keuze van de uren, geen kosten voor balancering, marge van de handelaar, distributiekosten en motorverbruik bij het opstarten. We hebben geen rekening gehouden met investeringssubsidie, dus de FIT-prijzen zijn een bovengrens. RDN in het model zijn de day-ahead-prijzen voor Polen van energy-charts.info (CC BY 4.0, Bundesnetzagentur | SMARD.de) omgerekend met de wisselkoers van de NBP; bij de afrekening van FIP verwijst de wet naar de volumegewogen gemiddelde prijzen van de TGE, dus het resultaat is een benadering.

Cijfers van het halfjaar

De prijs 'installatie uit 2019' is 95% van de referentieprijs uit 2019 (617,5 zł/MWh) na basis van de gecumuleerde indexering met de gemiddelde jaarlijkse CPI voor 2019 (art. 70e lid 3; GUS: 102,3).

De gemiddelde maandprijs stijgt van 218,1 zł/MWh in juli naar 253,5 zł/MWh in december, maar blijft gedurende de hele periode onder de helft van de vaste prijs. In het halfjaar was er geen enkel uur met een prijs onder nul.

Het dagprofiel laat zien wat flexibiliteit oplevert: het goedkoopst is om 3:00 uur (191,0 zł/MWh), het duurst om 19:00 uur (267,0 zł/MWh). De spreiding is gering, dus het verschuiven van de bedrijfstijd voegt slechts 27,8 zł/MWh (2×) of 35,4 zł/MWh (3×) toe.

FIP en positief saldo

Bij FIP dient de producent maandelijks een rapport en een aanvraag in om het negatieve saldo te dekken: het verschil tussen de vaste prijs en de gemiddelde dagelijkse RDN-prijs (rekenkundig gemiddelde van 24 uurtarieven, art. 93 lid 2). Belangrijk is dat de referentie het daggemiddelde is, en niet de prijs van het bedrijfsuur, waardoor een producent die tijdens dure uren werkt de volledige premie uit het profiel behoudt. Als het saldo positief is, dat wil zeggen dat de marktprijs hoger is dan de vaste prijs, is er geen ondersteuning en vervalt het positieve saldo niet: art. 93 lid 11 schrijft voor dat dit wordt verrekend met toekomstige negatieve saldi, en wat aan het einde van de ondersteuningsperiode niet is verrekend, moet de producent terugbetalen aan de afrekeningsoperator (lid 12). In 2020 was dit theoretisch — de marktprijs lag ver onder de vaste prijs — maar als de marktprijzen de vaste prijs overtreffen, wordt deze bepaling relevant.

Is een dubbelmembraandak voldoende

In het model betekent '2× bedrijf' dat een aggregaat met een vermogen van ongeveer 1,0 MW alleen werkt tijdens de 12 duurste uren van de dag, en '3× bedrijf' dat een aggregaat van ongeveer 1,5 MW werkt 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 het 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 blijkt een gemiddelde opslagcapaciteit van 3 045 m³ voor 2× (95e percentiel: 3 629 m³) en 3 852 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 17% van de dagen, en voor 3× in 4% 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 men uitgeven aan flexibiliteit

De premie voor werken tijdens dure uren bedraagt in dit halfjaar 27,8 zł/MWh voor 2× en 35,4 zł/MWh voor 3× ten opzichte van continu bedrijf. Na annualisering (×2, aanname) levert dit een jaarlijkse meeropbrengst op van 112 duizend zł voor 2× en 143 duizend zł voor 3×; gedeeld door de annuïteitsfactor (afschrijving 12 jaar, kapitaalkosten 10% of 6%) levert dit een budget op voor een extra aggregaat en gasopslag van ongeveer 762–938 duizend zł voor 2× en 972–1 196 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 1 122–1 884 duizend zł voor 2× en 2 266–3 847 duizend zł voor 3×. Rekenkundige conclusie: beide varianten (2× en 3×) zijn niet rendabel, zelfs niet bij de ondergrens van de kostenmarges. Hetzelfde voordeel van 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 voor elk uur evenveel wordt betaald.

Derde optie: energieopslag

Een opslagsysteem van 0,5 MW / 1 MWh, één cyclus per dag, rendement 85%, voegt 5,4 zł/MWh toe aan continu bedrijf (opbrengst 242,0 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 102,2 zł/MWh. De jaarlijkse meeropbrengst bedraagt 22 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 men 119–146 duizend zł uitgeven aan het opslagsysteem, oftewel 119–146 zł per kWh capaciteit. De aangenomen kostenmarges voor het systeem bedragen 1 500–2 500 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 aansluitkosten (50–400 duizend zł) van het budget bij kapitaalkosten van 6% bedraagt de toelaatbare kostprijs van het systeem -254 tot 96 zł/kWh; de opslag zou niet rendabel zijn bij de aangenomen kosten. Het model laat distributiekosten voor afname, de capaciteitstarief en de balanceringsmarkt buiten beschouwing, dus het resultaat is eerder optimistisch.

Conclusies voor dit halfjaar

• De vaste prijs was 2,6 keer hoger dan de gemiddelde RDN-prijs; een dubbelmembraandak verkleint dit verschil slechts met 27,8–35,4 zł/MWh.
• FIP met flexibiliteit (558,7 zł/MWh) is het dichtst bij FIT, omdat het nog steeds gebruikmaakt van ondersteuning.
• Een installatie zonder ondersteuning dekt de kosten van een extra aggregaat niet: het budget bedraagt 762–938 duizend zł bij kosten van 1 122–1 884 duizend zł.
• Energieopslag bij een dergelijke prijsspreiding (102,2 zł/MWh) is een toevoeging met verwaarloosbare betekenis.