Vaste prijs of RDN? Biogasinstallatie in de tweede helft van 2025

Bijna gelijkspel — niet op de RDN zelf, maar de FIP met flexibiliteit benaderde de vaste prijs bijna volledig. In de tweede helft van 2025 bedroeg de gemiddelde RDN-prijs 456,3 zł/MWh (55% van FIT 828,4 zł/MWh), bij 2× bedrijf 564,1 zł/MWh (68% van FIT), en bij 3× bedrijf 614,7 zł/MWh (74% van FIT). FIP met 2× bedrijf bereikt 821,4 zł/MWh, oftewel 99% van FIT, en met 3× bedrijf 872,1 zł/MWh (105% van FIT). Het halfjaar toont seizoensgebondenheid: vergeleken met de analyse van de eerste helft van 2025] waren er 60 uren met een negatieve prijs in plaats van 251.

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 serie]. De resultaten van het vorige halfjaar vindt u in de vorige analyse van de serie (eerste helft 2025)].

Seizoensgebondenheid en kwartaalnoteringen

Negatieve prijzen komen vooral voor in de lente en zomer, wanneer zonnige middagen samenvallen met een lage vraag. In het herfst-winterhalfjaar komen ze minder vaak voor, maar de markt kent dan hogere gemiddelde prijzen (525,9 zł/MWh in november, 492,4 zł/MWh in december). Hieruit volgt een praktische opmerking: een halfjaarlijkse berekening is niet voldoende om een installatie te beoordelen, omdat flexibiliteit in de lente anders rendeert dan in de winter. Vanaf oktober 2025 hebben de brongegevens van energy-charts.info een interval van 15 minuten; in het model zijn deze gemiddeld per uur berekend, en bij de FIP-afrekening verwijst de wet naar de volumengewogen uurgemiddelden van de dag-vooruit-markt. De referentieprijzen blijven zoals vastgesteld in het besluit van 8 november 2023: FIT 828,4 zł/MWh en FIP 713,7 zł/MWh; een installatie uit 2019 heeft na indexering een FIT van 906,4 zł/MWh. Een bredere vergelijking van ondersteuningssystemen vindt u in de analyse ondersteuningssystemen voor biogasinstallaties in Polen].

Cijfers van het halfjaar

De prijs „installatie uit 2019” bedraagt 95% van de referentieprijs uit 2019 (617,5 zł/MWh) na basis van de cumulatieve indexering met het jaarlijkse CPI voor de jaren 2019–2024 (art. 70e lid 3; CBS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4; 103,6).

De FIT in de tabel bedraagt 95% van de referentieprijs voor de klasse „tot 500 kW”. Vanaf 28.12.2024 kunnen installaties kleiner dan 200 kW gebruikmaken van FIT, dus voor een installatie van 0,5 MW is dit het referentiepunt, terwijl de beschikbare ondersteuning FIP blijft (klasse 200 kW – 1 MW).

De gemiddelde maandprijzen variëren tussen 382,0 zł/MWh in augustus en 525,9 zł/MWh in november. Zelfs de duurste maand bedraagt 63% van de FIT-prijs. De uren met een negatieve prijs (60) worden uitgesloten van de afrekening; de winst hieruit bedraagt 6,7 zł/MWh.

Dagprofiel: om 12:00 uur 317,2 zł/MWh, om 19:00 uur 724,2 zł/MWh. Het verschil van 407,0 zł/MWh levert een premie op voor flexibiliteit van 107,8 zł/MWh (2×) en 158,4 zł/MWh (3×).

Wat betekent „99% FIT”

FIP met flexibiliteit (821,4 zł/MWh) is gelijk aan FIT 828,4 zł/MWh tot op enkele złoty nauwkeurig, maar bestaat uit andere componenten. FIT is een vast bedrag, zonder marktrisico en zonder investeringen in uitbreiding. FIP + 2× bestaat uit een lagere vaste prijs (90% van de referentieprijs voor het bereik 500 kW–1 MW) plus de marktprijs plus een premie uit het profiel, wat een extra aggregaat en gasopslag vereist. Het risico ligt ook aan de kant van het saldo: een positief saldo uit maanden met hoge prijzen vermindert de toeslagen in de volgende maanden (art. 93 lid 11 van de wet hernieuwbare energie), en een niet-gecompenseerd saldo aan het einde van de periode wordt terugbetaald aan de afrekeningsoperator (lid 12). In het model wordt het saldo maandelijks berekend en niet overgedragen, dus het resultaat is een bovengrensschatting.

Is een dubbelmembraandak voldoende

In het model betekent „2× bedrijf” dat een aggregaat met een verhoogd vermogen tot ca. 1,0 MW alleen werkt in de 12 duurste uren van de dag, en „3× bedrijf” — dat een aggregaat met een vermogen van ca. 1,5 MW werkt in 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 methaangisting stroomt de hele dag door (in het model ca. 216 Nm³/h, wat resulteert 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 2 698 m³ voor 2× (95e percentiel: 3 629 m³) en 3 710 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 als aanname ook voor Poolse installaties): in dit halfjaar voldeed dit aan de behoefte voor 2× in 42% 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 kunt u uitgeven aan flexibiliteit

De premie voor bedrijf in dure uren bedraagt in dit halfjaar 107,8 zł/MWh voor 2× en 158,4 zł/MWh voor 3× ten opzichte van continu bedrijf. Na annualisering (×2, aanname) levert dit een jaarlijkse meeropbrengst op van 434 duizend zł voor 2× en 639 duizend zł voor 3×; gedeeld door de annuïteitsfactor (afschrijving 12 jaar, kapitaalkosten 10% of 6%) levert dit een budget op voor het extra aggregaat en de gasopslag van ongeveer 2 960–3 642 duizend zł voor 2× en 4 352–5 355 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 1 092–1 780 duizend zł voor 2× en 2 254–3 804 duizend zł voor 3×. Conclusie uit de berekening: beide varianten (2× en 3×) zijn rendabel binnen de aangenomen kostenmarges. Dezelfde prijsprofielvoordeel geldt voor FIP en zuivere RDN (bij FIP is het iets groter, omdat flexibel bedrijf de uren vermijdt die uitgesloten zijn van afrekening), omdat het voortkomt uit de markt, en niet uit de ondersteuning; FIT biedt dit niet, omdat het evenveel betaalt voor elk uur.

Derde optie: energieopslag

Een opslagsysteem van 0,5 MW / 1 MWh, één cyclus per dag, rendement 85%, voegt 37,2 zł/MWh toe aan continu bedrijf (opbrengst 493,5 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 524,2 zł/MWh. De jaarlijkse meeropbrengst bedraagt 150 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 823–1 006 duizend zł uitgeven aan de opslag, oftewel 823–1 006 zł per kWh capaciteit. De aangenomen kostenmarges voor het systeem bedragen 600–1 200 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 606 tot 956 zł/kWh; de opslag zou alleen rendabel zijn binnen een deel van de marges (lage aansluitkosten, lage kapitaalkosten, goedkopere aanbieding). Het model laat distributiekosten voor afname, capaciteitstarief en de balanceringsmarkt buiten beschouwing, dus het resultaat is eerder optimistisch.

Conclusies voor dit halfjaar

• RDN met flexibiliteit (564,1–614,7 zł/MWh) bedraagt 68%–74% van FIT; FIP + 2× (821,4 zł/MWh) is 7,0 zł/MWh lager dan FIT.
• Minder uren met een negatieve prijs (60) dan in de lente betekent dat het voordeel van uitschakelen afneemt tot 6,7 zł/MWh.
• Extra aggregaat en gasopslag: variant 2× is rendabel binnen de aangenomen kostenmarges; variant 3× is rendabel binnen de aangenomen kostenmarges.
• Energieopslag voegt 37,2 zł/MWh toe en zou alleen rendabel zijn binnen een deel van de marges (lage aansluitkosten, lage kapitaalkosten, goedkopere aanbieding).