Stała cena czy RDN? Biogazownia w II półroczu 2020

Nie — w II półroczu 2020 biogazownia sprzedająca prąd po cenach RDN zarabiała kilkukrotnie mniej niż ta, która miała cenę stałą. Średnia cena rynku dnia następnego w Polsce wyniosła 236,6 zł/MWh, a stała cena FIT dla nowej instalacji poniżej 500 kW 617,5 zł/MWh. Dach dwumembranowy i praca w drogich godzinach podnoszą przychód z RDN do 264,4 zł/MWh (2×) i 272,0 zł/MWh (3×), czyli do 43% i 44% FIT. Jedyna konfiguracja, która się zbliża, to wsparcie FIP połączone z elastycznością: 558,7 zł/MWh. To pierwsza analiza z serii półrocznych; każda kolejna odpowiada na to samo pytanie na danych z następnego półrocza.

Kto może skorzystać z FIT i FIP

Częsty błąd to założenie, że stała cena należy się wyłącznie biogazowniom rolniczym. Art. 70a ust. 1 ustawy o OZE (tekst jednolity Dz.U. 2020 poz. 261) w punktach 1–6 wymienia: biogaz rolniczy, biogaz ze składowisk odpadów, biogaz z oczyszczalni ścieków, biogaz inny niż poprzednie, hydroenergię i biomasę. Wymagania są inne: instalacja ma mieć wyodrębniony zespół urządzeń do wyprowadzania mocy, wytwórca ma być przedsiębiorstwem energetycznym, a paliwem ma być wyłącznie jedno z wymienionych. Instalacja na „inny biogaz” korzysta z tego samego systemu, tylko z niższą ceną referencyjną: w 2020 r. 470 zł/MWh zamiast 650 zł/MWh, co daje FIT 446,5 zł/MWh.

Do 500 kW (instalacja mała lub mikro) obowiązuje FIT: sprzedawca zobowiązany albo wybrany podmiot kupuje niewykorzystaną energię po stałej cenie. Od 500 kW działa FIP: wytwórca sprzedaje energię rynkowi, a państwo — przez operatora rozliczeń energii odnawialnej — dopłaca różnicę do ceny stałej. Cena wynosi 95% (FIT) lub 90% (FIP) ceny referencyjnej z rozporządzenia na dzień złożenia deklaracji, jest waloryzowana średnioroczną inflacją i pomniejszana o ewentualną pomoc inwestycyjną. Prawo trwa 15 lat od pierwszej sprzedaży, nie dłużej niż do 30 czerwca 2039 r., a potrzebne jest zaświadczenie Prezesa URE (art. 70b ust. 8). Scenariusz „tylko RDN” to instalacja poza systemem wsparcia: po wygaśnięciu prawa, z wyboru wytwórcy albo spoza kryteriów.

Jak to liczymy

Model dotyczy instalacji 0,5 MWel pracującej 8000 godzin w roku, czyli ok. 10,96 MWh na dobę. Wszystkie scenariusze wytwarzają tę samą energię dobową, bo produkcja gazu jest stała. Ceny godzinowe RDN pochodzą z energy-charts.info (licencja CC BY 4.0), przeliczone kursem NBP z dnia dostawy. Instalacja 0,5 MW leży na granicy klas: FIT liczymy według ceny dla klasy poniżej 500 kW (punkt odniesienia), a FIP według ceny dla klasy 500 kW – 1 MW, do której należy instalacja o mocy dokładnie 0,5 MW. Porównujemy: FIT, FIP z pracą ciągłą, RDN z pracą ciągłą, RDN z pracą 2× i 3×, RDN z magazynem energii oraz FIP z elastycznością. Założenia: znajomość cen D-1 przy wyborze godzin, brak kosztów bilansowania, marży handlowca, opłat dystrybucyjnych i zużycia silnika przy rozruchach. Pominęliśmy pomoc inwestycyjną, więc ceny FIT są górnym oszacowaniem. RDN w modelu to ceny day-ahead dla Polski z energy-charts.info (CC BY 4.0, Bundesnetzagentur | SMARD.de) przeliczone kursem NBP; w rozliczeniu FIP ustawa odwołuje się do średnich ważonych wolumenem cen z TGE, więc wynik jest przybliżeniem.

Liczby półrocza

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

Średnia miesięczna rośnie od 218,1 zł/MWh w lipcu do 253,5 zł/MWh w grudniu, ale przez cały czas pozostaje poniżej połowy stałej ceny. W półroczu nie było ani jednej godziny z ceną poniżej zera.

Profil dobowy pokazuje, co daje elastyczność: najtaniej jest o 3:00 (191,0 zł/MWh), najdrożej o 19:00 (267,0 zł/MWh). Rozpiętość jest niewielka, więc przesunięcie pracy dokłada tylko 27,8 zł/MWh (2×) lub 35,4 zł/MWh (3×).

FIP i dodatnie saldo

W FIP wytwórca składa miesięczne sprawozdanie i wniosek o pokrycie ujemnego salda: różnicy między ceną stałą a średnią dobową ceną RDN (średnia arytmetyczna z 24 godzinowych cen, art. 93 ust. 2). Co ważne, odniesieniem jest średnia doby, a nie cena godziny pracy, dlatego wytwórca pracujący w drogich godzinach zachowuje całą premię z profilu. Gdy saldo jest dodatnie, czyli rynek przewyższa cenę stałą, wsparcia nie ma, a dodatnie saldo nie przepada: art. 93 ust. 11 każe rozliczać je z przyszłym ujemnym saldem, a to, co nie zostanie rozliczone do końca okresu wsparcia, wytwórca zwraca operatorowi rozliczeń (ust. 12). W 2020 r. to teoria — rynek był daleko poniżej ceny stałej — ale gdy ceny rynkowe przewyższą cenę stałą, ten zapis staje się istotny.

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 3 045 m³ pojemności dla 2× (95. percentyl: 3 629 m³) i 3 852 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 17% 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 27,8 zł/MWh dla 2× i 35,4 zł/MWh dla 3× względem pracy ciągłej. Po zannualizowaniu (×2, założenie) daje to nadwyżkę roczną 112 tys. zł dla 2× i 143 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 762–938 tys. zł dla 2× oraz 972–1 196 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 1 122–1 884 tys. zł dla 2× i 2 266–3 847 tys. zł dla 3×. Wniosek rachunkowy: oba warianty (2× i 3×) nie zwracają się nawet przy dolnej granicy widełek 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 5,4 zł/MWh (przychód 242,0 zł/MWh). Średnia z dobowych różnic między średnią ceną dwóch najdroższych a dwóch najtańszych godzin doby wynosi 102,2 zł/MWh. Nadwyżka roczna wynosi 22 tys. zł; przy amortyzacji 15 lat, serwisie 2,5% nakładów rocznie i średniej degradacji pojemności 2% rocznie (założenia) pozwala wydać na magazyn 119–146 tys. zł, czyli 119–146 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 -254 do 96 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

• Cena stała była 2,6-krotnie wyższa od średniej ceny RDN; dach dwumembranowy skraca tę różnicę zaledwie o 27,8–35,4 zł/MWh.
• FIP z elastycznością (558,7 zł/MWh) jest najbliższą alternatywą FIT, bo nadal korzysta ze wsparcia.
• Instalacja bez wsparcia nie pokryje kosztów dodatkowego agregatu: budżet wynosi 762–938 tys. zł przy kosztach 1 122–1 884 tys. zł.
• Magazyn energii przy takiej rozpiętości cen (102,2 zł/MWh) jest dodatkiem o znikomym znaczeniu.