Stała cena czy RDN? Biogazownia w II półroczu 2024

Wciąż nie na samym RDN, ale FIP z pracą 2× po raz pierwszy od 2022 r. przewyższył FIT. W II półroczu 2024 średnia cena RDN wyniosła 456,5 zł/MWh (55% FIT 828,4 zł/MWh). Praca 2× podnosi przychód do 599,1 zł/MWh (72% FIT), a praca 3× do 667,6 zł/MWh (81% FIT), czyli luka do FIT wynosi 229,3 zł/MWh przy 2× i 160,8 zł/MWh przy 3×. FIP z pracą 2× osiąga 856,0 zł/MWh, z pracą 3× — 924,8 zł/MWh, więc 103% i 112% FIT. Półrocze kończy zmiana prawa, która dla instalacji o mocy 0,5 MW zmienia jedną ważną regułę.

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 I 2024).

Nowelizacja z 27 listopada 2024 r.

Ustawa z 27 listopada 2024 r. (Dz.U. 2024 poz. 1847) weszła w życie w tej części 28 grudnia 2024 r. i zmienia dwa elementy istotne dla biogazowni. Po pierwsze, w art. 70a próg 500 kW zastąpiono progiem 200 kW: instalacje mniejsze niż 200 kW pozostają w FIT, a od 200 kW do 1 MW korzystają z FIP. Instalacja 0,5 MW była w klasie FIP przed zmianą i pozostaje w niej po zmianie. Przepisy przejściowe (art. 18–21 ustawy nowelizującej) przewidują dla istniejących deklaracji instalacji 200–500 kW okresy przejściowe, zależne m.in. od daty zaświadczenia i pierwszej produkcji. Po drugie, w art. 93 ust. 4–5 zmieniono regułę ujemnych cen: do 27 grudnia 2024 r. energia z godzin o cenie poniżej zera była wyłączana z rozliczenia tylko, gdy ujemne ceny trwały co najmniej sześć kolejnych godzin; od 28 grudnia wyłączana jest energia z każdej takiej godziny. W półroczu było 132 godziny z ceną ujemną, a nową regułą objęte zostały tylko ostatnie cztery dni. Ceny referencyjne pozostają z rozporządzenia z 8 listopada 2023 r. (FIT 828,4 zł/MWh = 95% z 872 zł, FIP 713,7 zł/MWh = 90% z 793 zł; FIP przy pracy ciągłej, 707,4 zł/MWh, jest poniżej ceny stałej, bo energia z godzin ujemnych jest wyłączana z rozliczenia); instalacja z 2019 r. ma po waloryzacji 874,9 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 2019–2023 (art. 70e ust. 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4).

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 są stabilne (406,5–522,9 zł/MWh), a listopad (522,9 zł/MWh) jest najdroższy. Wyłączanie godzin ujemnych podnosi przychód z RDN z 456,5 do 471,9 zł/MWh.

Rozpiętość dobowa jest największa od II półrocza 2022 r.: od 309,1 zł/MWh o 12:00 do 788,7 zł/MWh o 19:00. Dlatego premia za pracę 2× (142,6 zł/MWh) i 3× (211,1 zł/MWh) jest ponad dwukrotnie wyższa niż w poprzednim półroczu (68,6 i 96,6 zł/MWh).

Czy FIP + elastyczność to nowy FIT

FIP z pracą 2× (856,0 zł/MWh) to 103% FIT, ale należy uczciwie porównać dwie różne ceny: FIP jest 90% ceny dla przedziału 500 kW–1 MW (713,7 zł/MWh), a FIT 95% ceny dla przedziału do 500 kW (828,4 zł/MWh). Zysk wynika z dwóch źródeł: dopłaty do ceny stałej i premii z profilu cen (średnia cena przechwycona 599,1 zł/MWh wobec średniej 456,5 zł/MWh). Dopłata jest jednak zależna od salda: dodatnie saldo z wcześniejszych miesięcy (art. 93 ust. 11) pomniejsza ujemne. Wytwórca musi też zainwestować w dodatkowy agregat i magazyn gazu, czego FIT nie wymaga.

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 2 696 m³ pojemności dla 2× (95. percentyl: 3 629 m³) i 3 669 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 47% dób, a zapotrzebowanie 3× w 2% 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 142,6 zł/MWh dla 2× i 211,1 zł/MWh dla 3× względem pracy ciągłej. Po zannualizowaniu (×2, założenie) daje to nadwyżkę roczną 575 tys. zł dla 2× i 851 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 3 919–4 823 tys. zł dla 2× oraz 5 799–7 136 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 1 092–1 779 tys. zł dla 2× i 2 251–3 792 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 48,3 zł/MWh (przychód 504,8 zł/MWh). Średnia z dobowych różnic między średnią ceną dwóch najdroższych a dwóch najtańszych godzin doby wynosi 659,5 zł/MWh. Nadwyżka roczna wynosi 195 tys. zł; przy amortyzacji 15 lat, serwisie 2,5% nakładów rocznie i średniej degradacji pojemności 2% rocznie (założenia) pozwala wydać na magazyn 1 070–1 309 tys. zł, czyli 1 070–1 309 zł za kWh pojemności. Przyjęte widełki kosztu systemu to 800–1 500 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 909 do 1 259 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

• Sam RDN: 599,1–667,6 zł/MWh to 72%–81% FIT, luka 160,8–229,3 zł/MWh.
• FIP + elastyczność: 856,0–924,8 zł/MWh, czyli 103%–112% FIT; wsparcie plus wieczorna praca zrównuje się z ceną stałą.
• Nowa reguła ujemnych godzin (od 28.12.2024) odbiera wsparcie za energię z każdej takiej godziny, więc praca ciągła jest mniej opłacalna niż wcześniej.
• Dodatkowy agregat i magazyn gazu: oba warianty (2× i 3×) zwracają się w całych przyjętych widełkach kosztów; magazyn energii zwracałby się tylko w części widełek (niski koszt przyłącza, niski koszt kapitału, tańsza oferta).