Stała cena czy RDN? Biogazownia w I półroczu 2025

Na samym RDN nie, ale FIP z elastycznością tak. W I półroczu 2025 średnia cena RDN wyniosła 427,5 zł/MWh (52% FIT 828,4 zł/MWh), praca 2× daje 559,1 zł/MWh (67% FIT), praca 3× 607,0 zł/MWh (73% FIT). FIP z pracą 2× osiąga 845,3 zł/MWh, z pracą 3× — 893,2 zł/MWh, czyli 102% i 108% FIT. W pierwszym pełnym półroczu po zmianie przepisów rynek przyniósł 251 godzin z ceną ujemną — najwięcej w całej serii.

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 2024).

Ujemne ceny: reguła w praktyce

Od 28 grudnia 2024 r. art. 93 ust. 4 ustawy o OZE odejmuje od ilości energii objętej rozliczeniem FIP energię wytworzoną w każdej godzinie, w której cena RDN jest niższa od 0 zł/MWh (wcześniej trzeba było co najmniej sześciu kolejnych godzin). Wytwórca w FIP traci więc podwójnie: sprzedaje energię po cenie ujemnej, a za tę energię nie otrzymuje dopłaty. Model zakłada, że biogazownia wyłącza silnik w takich godzinach (gaz trafia do dachu) i nie wytwarza energii. Efekt: przychód na MWh z wyłączaniem to 458,4 zł/MWh wobec 427,5 zł/MWh dla pracy ciągłej, czyli +30,9 zł/MWh. Biogazownia z dachem dwumembranowym ma tu przewagę: gaz z godzin ujemnych można spalić w godzinach drogich. FIT (dla instalacji mniejszych niż 200 kW) takiego problemu nie ma, bo sprzedawca zobowiązany płaci cenę stałą niezależnie od rynku.

Ceny referencyjne pozostają z rozporządzenia z 8 listopada 2023 r.: FIT 828,4 zł/MWh i FIP 713,7 zł/MWh; instalacja z 2019 r. po waloryzacji (wskaźnik za 2024 r.: 103,6) ma FIT 906,4 zł/MWh.

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 2019–2024 (art. 70e ust. 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4; 103,6).

FIT w tabeli to 95% ceny referencyjnej dla klasy „do 500 kW”. Od 28.12.2024 z FIT mogą korzystać instalacje mniejsze niż 200 kW, więc dla instalacji 0,5 MW jest to punkt odniesienia, a dostępnym wsparciem pozostaje FIP (klasa 200 kW – 1 MW).

Miesięczne średnie spadają od 559,0 zł/MWh w lutym do 347,6 zł/MWh w czerwcu. Wiosną dochodzi do najgłębszego spadku: kwiecień 366,8 zł/MWh, czerwiec 347,6 zł/MWh.

Dobowy profil ma wyraźną dolinę w południe (12:00: 210,2 zł/MWh) i szczyt o 20:00 (697,9 zł/MWh) — rozpiętość 487,7 zł/MWh. Premia za pracę 2× (131,6 zł/MWh) i 3× (179,5 zł/MWh) jest największym składnikiem przewagi FIP + elastyczność.

Skąd bierze się wynik FIP + 2×

Wynik 845,3 zł/MWh składa się z ceny przechwyconej (559,1 zł/MWh) i dopłaty do ceny stałej FIP (średnio 286,2 zł/MWh), liczonej od średniej doby RDN, a więc niezależnej od tego, w jakich godzinach pracuje agregat. Pomijamy przy tym pomoc inwestycyjną, która mogłaby ceny stałe obniżyć, oraz koszty dodatkowego agregatu. Wytwórca nie może też założyć, że dopłata jest nieograniczona w czasie: jej wysokość zależy od salda (art. 93 ust. 11–12), a okres wsparcia kończy się 15 lat po pierwszej sprzedaży. Instalacja z 2019 r. ma po skumulowanej waloryzacji cenę stałą FIP 779,4 zł/MWh (90% z 590 zł) i wynik FIP + 2× 911,0 zł/MWh, więc stara deklaracja jest jeszcze korzystniejsza.

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 2 686 m³ pojemności dla 2× (95. percentyl: 3 629 m³) i 3 503 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 45% dób, a zapotrzebowanie 3× w 3% 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 131,6 zł/MWh dla 2× i 179,5 zł/MWh dla 3× względem pracy ciągłej. Po zannualizowaniu (×2, założenie) daje to nadwyżkę roczną 522 tys. zł dla 2× i 712 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 3 558–4 378 tys. zł dla 2× oraz 4 853–5 971 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 1 091–1 776 tys. zł dla 2× i 2 236–3 742 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 (w FIP bywa nieco większa, bo praca elastyczna omija godziny wyłączane z rozliczenia), 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 42,8 zł/MWh (przychód 470,3 zł/MWh). Średnia z dobowych różnic między średnią ceną dwóch najdroższych a dwóch najtańszych godzin doby wynosi 580,1 zł/MWh. Nadwyżka roczna wynosi 170 tys. zł; przy amortyzacji 15 lat, serwisie 2,5% nakładów rocznie i średniej degradacji pojemności 2% rocznie (założenia) pozwala wydać na magazyn 932–1 140 tys. zł, czyli 932–1 140 zł za kWh pojemności. Przyjęte widełki kosztu systemu to 600–1 200 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 740 do 1 090 zł/kWh; magazyn zwracałby się tylko w części widełek (niski koszt przyłącza, niski koszt kapitału, tańsza oferta). Model pomija opłaty dystrybucyjne za pobór, opłatę mocową i rynek bilansujący, więc wynik jest raczej optymistyczny.

Wnioski dla tego półrocza

• Samo RDN: 559,1–607,0 zł/MWh to 67%–73% FIT; luka 221,4–269,3 zł/MWh.
• FIP + 2× (845,3 zł/MWh) przewyższa FIT, ale dopiero po nakładach na agregat i magazyn gazu: wariant 2× zwraca się w całych przyjętych widełkach kosztów.
• Reguła każdej ujemnej godziny sprawia, że praca ciągła w wiosenne południa jest nieopłacalna; wyłączanie podnosi przychód o 30,9 zł/MWh.
• Magazyn energii dokłada 42,8 zł/MWh i zwracałby się tylko w części widełek (niski koszt przyłącza, niski koszt kapitału, tańsza oferta).