Vast tarief of RDN? Biogasinstallatie in de eerste helft van 2022

Ja, rekenkundig won de RDN – in de eerste helft van 2022 verdiende een biogasinstallatie die stroom verkocht tegen de prijzen van de dag-vooruit-markt meer dan bij een vast tarief. De gemiddelde RDN-prijs bedroeg 660,0 zł/MWh tegenover 617,5 zł/MWh FIT voor een nieuwe installatie, en bedrijf gedurende de twaalf duurste uren per dag verhoogde de opbrengst tot 779,6 zł/MWh (126% FIT), terwijl bedrijf 3× tot 833,9 zł/MWh leidde (135% FIT). Het is de eerste keer in de reeks dat er niet eens flexibiliteit nodig is om het FIT te overtreffen. Stijgende gas- en energieprijzen, en vanaf eind februari de gevolgen van de oorlog in Oekraïne, deden de groothandelsprijzen stijgen; het maandgemiddelde voor juni bedroeg 860,6 zł/MWh.

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 2021).

Referentieprijzen en ondersteuningsperiode

De verordeningen over referentieprijzen uit de jaren 2019–2021 hadden betrekking op één kalenderjaar („in 2019”, „in 2020”, „in 2021”), en de verordening voor 2022 werd tot juli niet uitgevaardigd. In het model voor de eerste helft van 2022 nemen we de laatst geldende waarden (uit 2021: 650 zł/MWh voor agrarisch biogas tot 500 kW, 590 zł/MWh voor het bereik 500 kW–1 MW), vandaar FIT 617,5 zł/MWh en FIP 531,0 zł/MWh. Een installatie uit 2019 heeft na gecumuleerde indexering (CPI voor de jaren 2019–2021: 102,3; 103,4; 105,1) een FIT van 686,5 zł/MWh. Er is ook een wijziging in de wet: de geconsolideerde tekst die op 30 juni 2022 is gepubliceerd (Dz.U. 2022 poz. 1378) geeft in art. 70f lid 1 de grens van 30 juni 2047 aan in plaats van 30 juni 2039 zoals in de teksten uit 2020–2021. De ondersteuningsperiode blijft 15 jaar vanaf de eerste verkoop. De tekst uit 2022 bevat ook art. 70f lid 3: voor installaties tot 1 MW op biogas (inclusief agrarisch) of waterkracht, waarvoor garanties van oorsprong zijn uitgegeven gedurende ten minste 5 jaar, mag de periode niet langer zijn dan nog eens 17 jaar, geteld vanaf de eerste energieproductie die is bevestigd door een garantie van oorsprong.

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 het jaarlijkse CPI voor de jaren 2019–2021 (art. 70e lid 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1).

De maandgemiddelden varieerden tussen 532,3 zł/MWh (februari) en 860,6 zł/MWh (juni). De markt overtrof het FIT in januari, maart, mei en juni, terwijl in februari (532,3 zł/MWh) en april (577,4 zł/MWh) de prijs eronder zakte; in februari lag de prijs net boven de FIP-prijs (531,0 zł/MWh).

Dagprofiel: minimum om 03:00 (560,5 zł/MWh), maximum om 19:00 (900,7 zł/MWh). De spreiding bedraagt meer dan 340 zł/MWh, dus bedrijf 2× voegt 119,6 zł/MWh toe en 3× zelfs 173,9 zł/MWh ten opzichte van continu bedrijf.

FIP en positief saldo in de praktijk

Bij FIP betekent een resultaat van 660,0 zł/MWh bij continu bedrijf dat de producent uitsluitend inkomsten uit de markt ontvangt, aangezien de toeslag nul bedraagt: de maandelijkse gemiddelde RDN overtrof 531,0 zł/MWh, waardoor er geen negatief saldo op maandbasis was. Er ontstond echter wel een positief saldo. Art. 93 lid 11 van de Wet OZE stelt dat een positief saldo wordt verrekend met toekomstige negatieve saldi; lid 12 bepaalt dat wat aan het einde van de ondersteuningsperiode niet is verrekend, door de producent wordt terugbetaald aan de operator voor de afrekening van hernieuwbare energie. De producent in FIP ontvangt dus geen „voorschotpremie”: de winst uit dure maanden blijft op de rekening staan, maar de ondersteuning in toekomstige zwakke maanden wordt verminderd. De tabel bevat een vereenvoudiging: het saldo wordt maandelijks berekend, zonder overdracht van het positieve saldo naar volgende perioden. FIT kent dit mechanisme niet aan de kant van de producent – de leverancier betaalt een vast bedrag en verrekent dit zelfstandig met de operator.

Is een dubbelmembraandak voldoende

In het model betekent „2× bedrijf” dat een aggregaat met een verhoogd vermogen tot ca. 1,0 MW alleen draait in de 12 duurste uren per dag, en „3× bedrijf” dat een aggregaat van ca. 1,5 MW draait 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 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 2 798 m³ voor 2× (95e percentiel: 3 629 m³) en 3 772 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 dekt dit de behoefte voor 2× in 37% van de dagen, en voor 3× in 4% van de dagen. Twee daken, dus 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 119,6 zł/MWh voor 2× en 173,9 zł/MWh voor 3× ten opzichte van continu bedrijf. Na annualisering (×2, aanname) levert dit een jaarlijkse meeropbrengst op van 474 duizend zł voor 2× en 690 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 3 231–3 976 duizend zł voor 2× en 4 700–5 783 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 resulteert in 1 101–1 810 duizend zł voor 2× en 2 259–3 823 duizend zł voor 3×. Conclusie rekenkundig: beide varianten (2× en 3×) zijn rendabel binnen de aangenomen kostenmarges. Hetzelfde voordeel van het prijsprofiel geldt in FIP en bij zuivere RDN, 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 33,1 zł/MWh toe aan continu bedrijf (opbrengst 693,1 zł/MWh). Het gemiddelde van de dagelijkse verschillen tussen de gemiddelde prijs van de twee duurste en de twee goedkoopste uren per dag bedraagt 507,2 zł/MWh. De jaarlijkse meeropbrengst bedraagt 131 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 720–881 duizend zł uitgeven aan het opslagsysteem, wat neerkomt op 720–881 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 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 481 tot 831 zł/kWh; de opslag zou bij de aangenomen kosten niet rendabel zijn. Het model laat distributiekosten voor afname, capaciteitstarief en de balanceringsmarkt buiten beschouwing, dus het resultaat is eerder optimistisch.

Conclusies voor dit halfjaar

• RDN (660,0 zł/MWh) overtrof het FIT met 42,5 zł/MWh; bij bedrijf 2× neemt het voordeel toe tot 162,1 zł/MWh.
• Voor een producent in FIP vervalt de toeslag, maar een positief saldo wordt verrekend met toekomstige negatieve saldi, dus het resultaat in de tabel is een vereenvoudiging.
• Flexibiliteit levert 119,6–173,9 zł/MWh op: het budget voor een aggregaat en gasopslag (3 231–3 976 duizend zł voor 2×) dekt de kostenmarges (1 101–1 810 duizend zł).
• Dit ene halfjaar is onvoldoende voor een beslissing voor 15 jaar; de hoge prijzen waren het gevolg van de crisis op de brandstofmarkt.