The agricultural biogas sector is now facing the opportunity to become a significant actor in the new energy deal as a low-carbon source of electricity. Given the current prospects for rapid growth in the industry, the authors developed an economic model of a medium-sized agricultural biogas plant to assess the rate of return on such an investment. The analysis comprises energy prices, substrates, and other costs reported by the plants already in operation, as well as the electricity sales support system, the actual biogas and electricity yield from the substrates, and the digestate utilisation. It shows that a biogas plant capable of delivering ca. 2000 MWe generates a profit in a much shorter timeframe than 20 years, even under quite uncertain economic conditions. In the model scenario, the breakeven point is reached at slightly below 5000 MWh of power output or at ca. 5800 MWh including financing costs, with a planned annual output of approx. 8000 MWh. The profitability of the model biogas plant was also demonstrated by calculations made for other scenarios which differ in substrate composition and financing structure. The parameters of the econometric model are based on the data collected from a group of 41 units that use only organic plant matter for biogas production.

The paper presents the derivation of structural equations of an estimated general equilibrium model, illustrates techniques of its connection with the data observed and discusses a method of assessing the degree of acceptance by the data. The results suggest that the model is not confirmed by the data. Logarithms of the marginal data density tend to systematically decrease when the weight of the structural model is being increased in hybrid vector autoregression. This defines an econometric tool which can capture a general equilibrium model on the one hand and almost unrestricted vector autoregression on the other. As a consequence of high structural model misspecification, economic conclusions it leads one to draw may be highly inaccurate.

W niniejszym artykule zbadano współzależność między cenami LPG i ropy naftowej, wykorzystując model szeregów czasowych Seasonal Auto-Regressive Integrated Moving Average ze zmiennymi egzogenicznymi (model SARIMAX). Rozważono trzy scenariusze uwzględniające indeksy cen dla indeksu zachodniego, indeksu wschodniego i indeksu całkowitego, który jest obliczany jako średnia ważona dwóch poprzednich indeksów. Badanie koncentruje się na Polsce, która w okresie analizy była silnie uzależniona od dostaw surowców energetycznych z Rosji. Wyniki analizy ekonometrycznej pokazują, że: 1) istnieje silna i statystycznie istotna zależność między zmianami cen ropy a zmianami cen gazu dla importu do Polski ze wszystkich kierunków; 2) zależność ta jest najsilniejsza w przypadku indeksu zachodniego; 3) tygodniowe zmiany cen LPG skorygowane o związek między cenami ropy naftowej a cenami LPG nie wykazują szczególnie długiej pamięci ani sezonowości; 4) indeks wschodni charakteryzuje się dość dużą elastycznością względem przeszłej (krótkookresowej) dynamiki aktualnych cen LPG. Tak więc konflikt na Ukrainie i wynikający z niego spadek importu LPG z Rosji prawdopodobnie nie spowodują długoterminowej niestabilności rynku w Polsce.