Vaste prijs of RDN? Biogasinstallatie in de tweede helft van 2021

Gedeeltelijk wel — in de tweede helft van 2021 bereikte een biogasinstallatie met een dubbelmembraandak die elektriciteit verkocht tegen de RDN-prijs voor het eerst in deze reeks het niveau van de vaste prijs. Bij continue bedrijfsvoering leverde de RDN 511,8 zł/MWh op (83% van de FIT van 617,5 zł/MWh), maar bedrijfsvoering tijdens de 8 duurste uren per dag (3×) resulteerde in 627,0 zł/MWh, oftewel 102% van FIT, en bij variant 2× in 598,3 zł/MWh (97% van FIT). FIP met bedrijfsvoering 2× bereikte 670,4 zł/MWh (met bedrijfsvoering 3× — 699,1 zł/MWh). Tot de oorzaken van de stijging van de groothandelsprijzen behoorden onder meer duurdere gas- en CO₂-emissierechten, en het decembergemiddelde bereikte 828,7 zł/MWh.

Herinnering aan het mechanisme

De ondersteuningsregels (artikelen 70a–70f van de wet op hernieuwbare energiebronnen), scenario's en modelaannames zijn beschreven in de eerste analyse van deze reeks. De resultaten van het vorige halfjaar vindt u in de vorige analyse van deze reeks (eerste halfjaar 2021).

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 herwaardering met het jaarlijkse CPI voor de jaren 2019–2020 (artikel 70e, lid 3; CBS: 102,3; 103,4).

De markt groeide in een tempo dat in geen van de voorgaande halfjaren was waargenomen: van 375,9 zł/MWh in juli tot 828,7 zł/MWh in december, oftewel meer dan een verdubbeling. In december lag het gemiddelde niet alleen boven FIT, maar ook boven de vaste prijs voor installaties uit 2019 (653,2 zł/MWh). In de gegevens van deze reeks zijn er nog geen uren met een negatieve prijs.

Het dagprofiel vertoont nu een veel grotere spreiding: van 384,4 zł/MWh om 3:00 uur tot 643,2 zł/MWh om 19:00 uur. De waarde van flexibiliteit neemt toe met het prijsniveau: de premie voor bedrijfsvoering 2× bedraagt 86,5 zł/MWh en voor bedrijfsvoering 3× 115,2 zł/MWh — meer dan drie keer zoveel als een jaar eerder (27,8 en 35,4 zł/MWh in de tweede helft van 2020).

FIP, FIT en positief saldo

Het verschil tussen FIT en FIP begint hier praktisch relevant te worden. FIT betaalt een vast bedrag, onafhankelijk van de markt, waardoor de prijsstijging ten goede komt aan de verplicht leverancier, niet aan de producent. Bij FIP verkoopt de producent energie aan de markt en ontvangt alleen een toeslag als de gemiddelde dagprijs van RDN lager is dan de vaste prijs. Als deze hoger is, wordt er geen toeslag betaald en ontstaat er een positief saldo. Artikel 93, lid 11 van de wet op hernieuwbare energiebronnen schrijft voor dat dit wordt verrekend met toekomstige negatieve saldi, en artikel 93, lid 12 bepaalt dat het restant aan het einde van de ondersteuningsperiode wordt terugbetaald aan de operator voor de afrekening van hernieuwbare energie. Praktisch gevolg: de hoge prijzen van december 2021 (gemiddeld 828,7 zł/MWh tegenover een FIP-prijs van 531,0 zł/MWh) creëren een positief saldo dat latere toeslagen zal verminderen. De vaste prijs van FIP bedraagt 531,0 zł/MWh, terwijl de FIP bij continue bedrijfsvoering in de tabel (583,9 zł/MWh) hoger is, omdat de producent in maanden waarin de marktprijs boven de vaste prijs lag, de marktprijs behield. Het model berekent het saldo maandelijks en draagt dit niet over naar volgende perioden, waardoor de FIP in de tabel een bovengrens vormt voor de producent die in volgende maanden toeslagen zou ontvangen.

Is een dubbelmembraandak voldoende

In het model betekent bedrijfsvoering "2×" dat een aggregaat met een verhoogd vermogen tot circa 1,0 MW alleen draait tijdens de 12 duurste uren per dag, en "3×" dat een aggregaat met een vermogen van circa 1,5 MW draait tijdens de 8 duurste uren; dezelfde dagelijkse energieproductie (circa 10,96 MWh) wordt dus in een kortere tijd gerealiseerd, met een hoger vermogen. Het biogas uit de vergisting stroomt de hele dag door (in het model circa 216 Nm³/h, wat resulteert uit een elektrisch vermogen van 0,5 MWel, een elektrisch rendement van 40% en een methaangehalte van 53%), waardoor de rest van de dag opslag in het dubbelmembraandak vereist is. Uit de gasbalans van dit halfjaar blijkt een gemiddelde opslagcapaciteit van 2 871 m³ voor 2× (95e percentiel: 3 629 m³) en 3 829 m³ voor 3× (4 839 m³). Een enkel dubbelmembraandak met een diameter van 26 m heeft volgens DLG een gasopslagcapaciteit van circa 2500 m³ (we nemen dit ook als aanname voor Poolse installaties): in dit halfjaar voldeed dit aan de behoefte voor 2× in 31% van de dagen, en voor 3× in 2% 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 kunt u uitgeven aan flexibiliteit

De premie voor productie tijdens dure uren bedraagt in dit halfjaar 86,5 zł/MWh voor 2× en 115,2 zł/MWh voor 3× ten opzichte van continue bedrijfsvoering. Na annualisering (×2, aanname) levert dit een jaarlijkse meeropbrengst op van 349 duizend zł voor 2× en 465 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 circa 2 377–2 925 duizend zł voor 2× en 3 166–3 895 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 1 107–1 832 duizend zł voor 2× en 2 264–3 840 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, omdat dit voortkomt uit de markt, 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, met een rendement van 85%, voegt 20,2 zł/MWh toe aan de continue bedrijfsvoering (opbrengst 532,0 zł/MWh). Het gemiddelde van de dagelijkse verschillen tussen de gemiddelde prijs van de twee duurste en de twee goedkoopste uren per dag bedraagt 325,5 zł/MWh. De jaarlijkse meeropbrengst bedraagt 82 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) kunt u 448–548 duizend zł besteden aan de opslag, oftewel 448–548 zł per kWh capaciteit. De aangenomen kostenmarges voor het systeem bedragen 1 500–2 500 zł/kWh, en een extra aansluiting kost 50–400 duizend zł — dit zijn aannames, omdat er geen harde Nederlandse prijzen voor deze schaal beschikbaar zijn. Na aftrek van de aansluitkosten (50–400 duizend zł) van het budget bij kapitaalkosten van 6% bedraagt de toelaatbare systeemkost 148 tot 498 zł/kWh; de opslag zou zich bij de aangenomen kosten niet terugverdienen. Het model houdt geen rekening met distributiekosten voor afname, de capaciteitstarief en de onbalansmarkt, waardoor het resultaat eerder optimistisch is.

Conclusies voor dit halfjaar

• Bij continue bedrijfsvoering (511,8 zł/MWh) blijft RDN nog steeds 105,7 zł/MWh achter bij FIT; pas bij bedrijfsvoering 3× (627,0 zł/MWh) wordt 617,5 zł/MWh overschreden.
• De winst uit flexibiliteit is gestegen tot 86,5–115,2 zł/MWh, waardoor het budget voor een aggregaat en gasopslag 2 377–2 925 duizend zł bedraagt voor 2× bij kosten van 1 107–1 832 duizend zł: variant 2× verdient zich terug binnen de volledige aangenomen kostenmarges.
• FIP behoudt een voordeel ten opzichte van zuivere RDN, maar het positieve saldo uit dure maanden zal toekomstige toeslagen verminderen.
• Energieopslag (532,0 zł/MWh) begint zinvoller te lijken bij een prijsverschil van 325,5 zł/MWh, maar zou zich bij de aangenomen kosten nog steeds niet terugverdienen.