Stała cena czy RDN? Biogazownia w II półroczu 2025

Prawie remis — na samym RDN nie, ale FIP z elastycznością zbliżył się do ceny stałej niemal całkowicie. W II półroczu 2025 średnia cena RDN wyniosła 456,3 zł/MWh (55% FIT 828,4 zł/MWh), praca 2× daje 564,1 zł/MWh (68% FIT), a praca 3× 614,7 zł/MWh (74% FIT). FIP z pracą 2× osiąga 821,4 zł/MWh, czyli 99% FIT, a z pracą 3× 872,1 zł/MWh (105% FIT). Półrocze pokazuje sezonowość: w porównaniu z analizą za I półrocze 2025 godzin z ceną ujemną było 60 zamiast 251.

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 2025).

Sezonowość i notowania kwartalne

Ujemne ceny dotyczą głównie wiosny i lata, gdy słoneczne południa łączą się z niskim popytem. W półroczu jesienno-zimowym są rzadsze, ale rynek ma wtedy wyższe średnie ceny (525,9 zł/MWh w listopadzie, 492,4 zł/MWh w grudniu). Wynika z tego praktyczna uwaga: rachunek półroczny nie wystarcza do oceny instalacji, bo elastyczność zarabia inaczej wiosną, a inaczej zimą. Od października 2025 r. dane źródłowe z energy-charts.info mają krok 15 minut; w modelu uśredniono je do godzin, a w rozliczeniu FIP ustawa odwołuje się do godzinowych średnich ważonych wolumenem cen z rynku dnia następnego. 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 ma FIT 906,4 zł/MWh. Szersze porównanie systemów wsparcia znajdziesz w analizie systemy wsparcia biogazowni w Polsce.

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).

Średnie miesięczne mieszczą się między 382,0 zł/MWh w sierpniu a 525,9 zł/MWh w listopadzie. Nawet najdroższy miesiąc stanowi 63% ceny FIT. Godziny z ceną ujemną (60) wyłączamy z rozliczenia; zysk z tego to 6,7 zł/MWh.

Profil dobowy: 12:00 to 317,2 zł/MWh, 19:00 to 724,2 zł/MWh. Rozpiętość 407,0 zł/MWh daje premię za elastyczność 107,8 zł/MWh (2×) i 158,4 zł/MWh (3×).

Co oznacza „99% FIT”

FIP z elastycznością (821,4 zł/MWh) jest równy FIT 828,4 zł/MWh z dokładnością do kilku złotych, ale składa się z innych elementów. FIT to stała kwota, bez ryzyka rynkowego i bez nakładów na rozbudowę. FIP + 2× to niższa cena stała (90% ceny referencyjnej dla przedziału 500 kW–1 MW) plus rynek plus premia z profilu, wymagająca dodatkowego agregatu i magazynu gazu. Ryzyko jest też po stronie salda: dodatnie saldo z miesięcy o wysokich cenach pomniejsza dopłaty w następnych (art. 93 ust. 11 ustawy o OZE), a niezrównoważone saldo na koniec okresu zwraca się operatorowi rozliczeń (ust. 12). W modelu saldo jest liczone miesięcznie i nie jest przenoszone, więc wynik jest górnym oszacowaniem.

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 2 698 m³ pojemności dla 2× (95. percentyl: 3 629 m³) i 3 710 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 42% 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 107,8 zł/MWh dla 2× i 158,4 zł/MWh dla 3× względem pracy ciągłej. Po zannualizowaniu (×2, założenie) daje to nadwyżkę roczną 434 tys. zł dla 2× i 639 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 2 960–3 642 tys. zł dla 2× oraz 4 352–5 355 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 1 092–1 780 tys. zł dla 2× i 2 254–3 804 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 37,2 zł/MWh (przychód 493,5 zł/MWh). Średnia z dobowych różnic między średnią ceną dwóch najdroższych a dwóch najtańszych godzin doby wynosi 524,2 zł/MWh. Nadwyżka roczna wynosi 150 tys. zł; przy amortyzacji 15 lat, serwisie 2,5% nakładów rocznie i średniej degradacji pojemności 2% rocznie (założenia) pozwala wydać na magazyn 823–1 006 tys. zł, czyli 823–1 006 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 606 do 956 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

• RDN z elastycznością (564,1–614,7 zł/MWh) to 68%–74% FIT; FIP + 2× (821,4 zł/MWh) jest o 7,0 zł/MWh niższy od FIT.
• Mniej godzin z ceną ujemną (60) niż wiosną oznacza, że korzyść z wyłączania maleje do 6,7 zł/MWh.
• Dodatkowy agregat i magazyn gazu: wariant 2× zwraca się w całych przyjętych widełkach kosztów; wariant 3× zwraca się w całych przyjętych widełkach kosztów.
• Magazyn energii dokłada 37,2 zł/MWh i zwracałby się tylko w części widełek (niski koszt przyłącza, niski koszt kapitału, tańsza oferta).