Stała cena czy RDN? Biogazownia w I półroczu 2022

Tak, rachunkowo RDN wygrał — w I półroczu 2022 biogazownia sprzedająca prąd po cenach rynku dnia następnego zarobiła więcej niż przy stałej cenie. Średnia cena RDN wyniosła 660,0 zł/MWh wobec 617,5 zł/MWh FIT dla nowej instalacji, a praca w dwunastu najdroższych godzinach doby podniosła przychód do 779,6 zł/MWh (126% FIT), przy pracy 3× do 833,9 zł/MWh (135% FIT). To pierwszy raz w serii, gdy nie potrzeba nawet elastyczności, żeby przebić FIT. Rosnące ceny gazu i energii, a od końca lutego skutki wojny w Ukrainie, wywindowały hurt; czerwcowa średnia miesięczna wyniosła 860,6 zł/MWh.

Przypomnienie mechanizmu

Zasady wsparcia (art. 70a–70f ustawy o OZE), scenariusze i założenia modelu opisano w pierwszej analizie serii. Wyniki poprzedniego półrocza znajdziesz w poprzedniej analizie serii (półrocze II 2021).

Ceny referencyjne i okres wsparcia

Rozporządzenia o cenach referencyjnych z lat 2019–2021 dotyczyły jednego roku kalendarzowego („w 2019 r.”, „w 2020 r.”, „w 2021 r.”), a rozporządzenia na 2022 r. do lipca nie wydano. W modelu dla I półrocza 2022 przyjmujemy ostatnie obowiązujące wartości (z 2021 r.: 650 zł/MWh dla biogazu rolniczego do 500 kW, 590 zł/MWh dla przedziału 500 kW–1 MW), stąd FIT 617,5 zł/MWh i FIP 531,0 zł/MWh. Instalacja z 2019 r. po skumulowanej waloryzacji (CPI za lata 2019–2021: 102,3; 103,4; 105,1) ma FIT 686,5 zł/MWh. Zmiana jest także w ustawie: tekst jednolity ogłoszony 30 czerwca 2022 r. (Dz.U. 2022 poz. 1378) wskazuje w art. 70f ust. 1 granicę 30 czerwca 2047 r. zamiast 30 czerwca 2039 r. z tekstów z lat 2020–2021. Okres wsparcia nadal wynosi 15 lat od pierwszej sprzedaży. Tekst z 2022 r. zawiera też art. 70f ust. 3: dla instalacji do 1 MW na biogaz (w tym rolniczy) lub hydroenergię, dla których wydawano świadectwa pochodzenia przez co najmniej 5 lat, okres nie może przekroczyć kolejnych 17 lat liczonych od pierwszego wytworzenia energii potwierdzonego świadectwem pochodzenia.

Liczby półrocza

Cena „instalacji z 2019 r.” to 95% ceny referencyjnej z 2019 r. (617,5 zł/MWh) po skumulowanej waloryzacji średniorocznym CPI za lata 2019–2021 (art. 70e ust. 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1).

Miesięczne średnie wahały się między 532,3 zł/MWh (luty) a 860,6 zł/MWh (czerwiec). Rynek przebija FIT w styczniu, marcu, maju i czerwcu, a w lutym (532,3 zł/MWh) i kwietniu (577,4 zł/MWh) schodzi poniżej niego; w lutym jest ledwie powyżej ceny FIP (531,0 zł/MWh).

Profil dobowy: minimum o 3:00 (560,5 zł/MWh), maksimum o 19:00 (900,7 zł/MWh). Rozpiętość przekracza 340 zł/MWh, więc praca 2× dokłada 119,6 zł/MWh, a 3× aż 173,9 zł/MWh względem pracy ciągłej.

FIP i dodatnie saldo w praktyce

W FIP wynik 660,0 zł/MWh przy pracy ciągłej oznacza, że wytwórca otrzymuje wyłącznie przychód z rynku, bo dopłata wynosi zero: średnie miesięczne RDN przewyższały 531,0 zł/MWh, więc ujemnego salda w ujęciu miesięcznym nie było. Powstawało natomiast saldo dodatnie. Art. 93 ust. 11 ustawy o OZE mówi, że dodatnie saldo jest rozliczane z przyszłym ujemnym saldem; ust. 12 — że to, co do końca okresu wsparcia nie zostanie rozliczone, wytwórca zwraca operatorowi rozliczeń energii odnawialnej. Wytwórca w FIP nie dostaje więc „premii z góry”: zarobek z drogich miesięcy zostaje na koncie, ale wsparcie w przyszłych słabych miesiącach będzie zmniejszane. Tabela zawiera uproszczenie: saldo liczone miesięcznie, bez przenoszenia dodatniego salda na kolejne okresy. FIT nie ma tego mechanizmu po stronie wytwórcy — sprzedawca płaci stałą kwotę, a rozlicza się z operatorem we własnym zakresie.

Czy dach dwumembranowy wystarczy

W modelu praca „2×” oznacza, że agregat o mocy zwiększonej do ok. 1,0 MW pracuje tylko w 12 najdroższych godzinach doby, a „3×” — że agregat o mocy ok. 1,5 MW pracuje w 8 najdroższych godzinach; ta sama dobowa energia (ok. 10,96 MWh) powstaje więc w krótszym czasie, z większą mocą. Biogaz z fermentacji płynie przez całą dobę (w modelu ok. 216 Nm³/h, co wynika z mocy 0,5 MWel, sprawności elektrycznej 40% i zawartości metanu 53%), więc reszta doby to magazynowanie w dachu dwumembranowym. Z bilansu gazu w tym półroczu wynika średnio 2 798 m³ pojemności dla 2× (95. percentyl: 3 629 m³) i 3 772 m³ dla 3× (4 839 m³). Pojedynczy dach dwumembranowy o średnicy 26 m ma według DLG pojemność gazową ok. 2500 m³ (przyjmujemy to jako założenie także dla polskich instalacji): w tym półroczu mieści zapotrzebowanie 2× w 37% dób, a zapotrzebowanie 3× w 4% dób. Dwa dachy, czyli 5000 m³, pokrywają w modelu wszystkie doby półrocza w obu wariantach (maksymalne zapotrzebowanie nie przekraczało 5000 m³).

Ile można wydać na elastyczność

Premia za pracę w drogich godzinach to w tym półroczu 119,6 zł/MWh dla 2× i 173,9 zł/MWh dla 3× względem pracy ciągłej. Po zannualizowaniu (×2, założenie) daje to nadwyżkę roczną 474 tys. zł dla 2× i 690 tys. zł dla 3×; podzieloną przez współczynnik raty (amortyzacja 12 lat, koszt kapitału 10% lub 6%) daje to budżet na dodatkowy agregat i magazyn gazu rzędu 3 231–3 976 tys. zł dla 2× oraz 4 700–5 783 tys. zł dla 3× (niższa wartość przy koszcie kapitału 10%, wyższa przy 6%). Widełki kosztów to założenia, nie oferty: 500–800 €/kW dodatkowej mocy plus 20–70 €/m³ brakującego magazynu, przy kursie 4,3 zł/€, co daje 1 101–1 810 tys. zł dla 2× i 2 259–3 823 tys. zł dla 3×. Wniosek rachunkowy: oba warianty (2× i 3×) zwracają się w całych przyjętych widełkach kosztów. Ta sama korzyść z profilu cen występuje w FIP i w czystym RDN, bo wynika z rynku, a nie ze wsparcia; FIT jej nie daje, ponieważ płaci tyle samo za każdą godzinę.

Trzecia opcja: magazyn energii

Magazyn 0,5 MW / 1 MWh, jeden cykl na dobę, sprawność 85%, dokłada do pracy ciągłej 33,1 zł/MWh (przychód 693,1 zł/MWh). Średnia z dobowych różnic między średnią ceną dwóch najdroższych a dwóch najtańszych godzin doby wynosi 507,2 zł/MWh. Nadwyżka roczna wynosi 131 tys. zł; przy amortyzacji 15 lat, serwisie 2,5% nakładów rocznie i średniej degradacji pojemności 2% rocznie (założenia) pozwala wydać na magazyn 720–881 tys. zł, czyli 720–881 zł za kWh pojemności. Przyjęte widełki kosztu systemu to 1 500–2 500 zł/kWh, a dodatkowe przyłącze 50–400 tys. zł — to założenia, bo twardych polskich cen dla takiej skali brak. Po odjęciu przyłącza (50–400 tys. zł) od budżetu przy koszcie kapitału 6% dopuszczalny koszt systemu wynosi 481 do 831 zł/kWh; magazyn nie zwracałby się przy przyjętych założeniach kosztów. Model pomija opłaty dystrybucyjne za pobór, opłatę mocową i rynek bilansujący, więc wynik jest raczej optymistyczny.

Wnioski dla tego półrocza

• RDN (660,0 zł/MWh) przekroczył FIT o 42,5 zł/MWh; z pracą 2× przewaga rośnie do 162,1 zł/MWh.
• Dla wytwórcy w FIP dopłata znika, ale dodatnie saldo jest rozliczane z przyszłym ujemnym saldem, więc wynik tabeli jest uproszczeniem.
• Elastyczność przynosi 119,6–173,9 zł/MWh: budżet na agregat i magazyn gazu (3 231–3 976 tys. zł dla 2×) pokrywa widełki kosztów (1 101–1 810 tys. zł).
• To jedno półrocze nie wystarcza do decyzji na 15 lat; wysokie ceny wynikały z kryzysu na rynku paliw.