Prix fixe ou marché ? L'unité de méthanisation agricole au premier semestre 2023

Non, après la crise, le prix fixe a de nouveau surpassé le marché. Au premier semestre 2023, le prix moyen RDN est tombé à 567,2 zł/MWh, soit 76 % du FIT pour une nouvelle installation (745,8 zł/MWh). Un toit à double membrane et une exploitation pendant les heures les plus chères augmentent les revenus à 636,5 zł/MWh (2×, 85 % du FIT) et 661,7 zł/MWh (3×, 89 % du FIT). Le FIP avec flexibilité s'en approche le plus : 713,6 zł/MWh en mode 2× (96 % du prix fixe) et 738,8 zł/MWh en mode 3× (99 %). Le producteur qui, lors des deux semestres précédents, avait misé sur le marché, est revenu au niveau d'avant la crise — à cette différence près qu'il clôture désormais avec un solde positif.

Rappel du mécanisme

Les règles de soutien (art. 70a–70f de la loi sur les ENR), les scénarios et les hypothèses du modèle sont décrits dans la première analyse de la série. Les résultats du semestre précédent sont disponibles dans la précédente analyse de la série (semestre II 2022).

Prix fixes en 2023

Les prix de référence en vigueur proviennent du règlement du 31 octobre 2022 (Dz.U. 2022 poz. 2247) : 785 zł/MWh pour le biogaz agricole jusqu'à 500 kW et 715 zł/MWh pour la tranche 500 kW–1 MW. Cela donne un FIT de 745,8 zł/MWh et un FIP de 643,5 zł/MWh pour les nouvelles déclarations (détails dans l'analyse ceny referencyjne OZE 2022). Une installation de 2019, après réévaluation avec l'indice pour 2022 (114,4), dispose d'un FIT de 785,3 zł/MWh — soit déjà plus que le prix pour une nouvelle déclaration. La contribution au Fonds prévu par la loi sur les mesures exceptionnelles restait en vigueur, mais le biogaz et les unités jusqu'à 1 MW en étaient exemptés.

Chiffres du semestre

Le prix « installation de 2019 » correspond à 95 % du prix de référence de 2019 (617,5 zł/MWh) après réévaluation cumulative par l'IPC moyen annuel pour les années 2019–2022 (art. 70e al. 3 ; GUS : 102,3 ; 103,4 ; 105,1 ; 114,4).

Les moyennes mensuelles varient de 648,7 zł/MWh en février à 479,8 zł/MWh en mai et restent entièrement inférieures au FIT. En mai, le marché est inférieur de 266,0 zł/MWh au prix fixe. Au cours du semestre, cinq heures avec un prix négatif sont apparues ; conformément à l'art. 93 al. 5, l'énergie des heures à prix négatif est exclue du règlement FIP uniquement en cas de six heures consécutives de ce type, de sorte que des heures isolées n'affectent pas le soutien. Si le producteur arrêtait lui-même l'agrégat pendant les heures à prix négatif, le revenu RDN passerait de 567,2 à 567,9 zł/MWh, soit une augmentation minime.

Le profil journalier présente un minimum à 4 h 00 (503,1 zł/MWh) et un pic à 19 h 00 (686,3 zł/MWh). Le gain lié à la flexibilité est tombé à 69,3 zł/MWh (2×) et 94,5 zł/MWh (3×).

Solde FIP après 2022

Un producteur en FIP ayant enregistré uniquement des soldes positifs en 2022 aborde 2023 avec un solde positif, qui sera compensé avec les futures primes. L'art. 93 al. 11 de la loi sur les ENR stipule que le solde positif est compensé avec un futur solde négatif. En 2023, le marché est tombé en dessous du prix fixe, générant un solde négatif, mais son couverture peut être réduite par les excédents antérieurs. Ce n'est qu'après leur épuisement que le producteur commence réellement à percevoir des primes. Le tableau de cet article ne transfère pas les soldes entre semestres, donc le résultat FIP (644,3 zł/MWh en exploitation continue, 713,6 zł/MWh en mode 2×) constitue une estimation haute. Le FIT ne présente pas cet effet.

Un toit à double membrane suffit-il

Dans le modèle, une exploitation « 2× » signifie qu'un agrégat d'une puissance augmentée à environ 1,0 MW fonctionne uniquement pendant les 12 heures les plus chères de la journée, et « 3× » — qu'un agrégat d'environ 1,5 MW fonctionne pendant les 8 heures les plus chères ; la même énergie quotidienne (environ 10,96 MWh) est donc produite en moins de temps, avec une puissance accrue. Le biogaz issu de la méthanisation s'écoule en continu sur 24 heures (dans le modèle, environ 216 Nm³/h, ce qui résulte d'une puissance de 0,5 MWel, d'un rendement électrique de 40 % et d'une teneur en méthane de 53 %), donc le reste de la journée est consacré au stockage sous le toit à double membrane. Le bilan gazier de ce semestre indique une capacité moyenne de 2 688 m³ pour le mode 2× (95e percentile : 3 629 m³) et de 3 597 m³ pour le mode 3× (4 839 m³). Un seul toit à double membrane d'un diamètre de 26 m a, selon la DLG, une capacité de stockage de gaz d'environ 2 500 m³ (nous retenons cette hypothèse également pour les installations polonaises) : au cours de ce semestre, il couvre les besoins du mode 2× pour 49 % des jours, et ceux du mode 3× pour 3 % des jours. Deux toits, soit 5 000 m³, couvrent dans le modèle tous les jours du semestre pour les deux variantes (la demande maximale n'a pas dépassé 5 000 m³).

Combien investir dans la flexibilité

La prime pour une exploitation pendant les heures chères s'élève ce semestre à 69,3 zł/MWh pour le mode 2× et 94,5 zł/MWh pour le mode 3× par rapport à une exploitation continue. Annualisée (×2, hypothèse), cela génère un excédent annuel de 275 000 zł pour le mode 2× et de 375 000 zł pour le mode 3× ; divisé par le coefficient de mensualité (amortissement sur 12 ans, coût du capital de 10 % ou 6 %), cela donne un budget pour un agrégat supplémentaire et un stockage de gaz de l'ordre de 1 874 000–2 306 000 zł pour le mode 2× et de 2 555 000–3 143 000 zł pour le mode 3× (la valeur inférieure correspond à un coût du capital de 10 %, la valeur supérieure à 6 %). Les fourchettes de coûts sont des hypothèses, non des offres : 500–800 €/kW de puissance supplémentaire plus 20–70 €/m³ de stockage manquant, avec un taux de change de 4,3 zł/€, ce qui donne 1 091 000–1 777 000 zł pour le mode 2× et 2 244 000–3 770 000 zł pour le mode 3×. Conclusion comptable : la variante 2× est rentable dans toute la fourchette de coûts retenue, tandis que la variante 3× n'est rentable que dans la partie inférieure de la fourchette de coûts et avec un coût du capital plus faible. Le même avantage lié au profil des prix s'applique au FIP et au RDN pur (dans le FIP, il peut être légèrement supérieur, car l'exploitation flexible évite les heures exclues du règlement), car il découle du marché, et non du soutien ; le FIT ne le permet pas, puisqu'il paie le même montant pour chaque heure.

Troisième option : le stockage d'énergie

Un stockage de 0,5 MW / 1 MWh, avec un cycle par jour et un rendement de 85 %, ajoute 15,0 zł/MWh à une exploitation continue (revenu de 582,2 zł/MWh). La moyenne des différences quotidiennes entre le prix moyen des deux heures les plus chères et des deux heures les moins chères de la journée s'élève à 269,7 zł/MWh. L'excédent annuel atteint 59 000 zł ; avec une amortissement sur 15 ans, un entretien représentant 2,5 % des investissements annuels et une dégradation moyenne de la capacité de 2 % par an (hypothèses), il est possible d'investir 326 000–398 000 zł dans le stockage, soit 326–398 zł par kWh de capacité. Les fourchettes de coûts retenues pour le système sont de 1 200–2 000 zł/kWh, et le raccordement supplémentaire coûte entre 50 000 et 400 000 zł — ce sont des hypothèses, en l'absence de prix fermes en Pologne pour une telle échelle. Après déduction du raccordement (50 000–400 000 zł) du budget avec un coût du capital de 6 %, le coût admissible du système s'élève à -2 à 348 zł/kWh ; le stockage ne serait pas rentable avec les hypothèses de coûts retenues. Le modèle ne tient pas compte des frais de distribution pour le prélèvement, de la redevance de capacité et du marché d'équilibrage, de sorte que le résultat est plutôt optimiste.

Conclusions pour ce semestre

• Retour à la normale : le RDN à 567,2 zł/MWh représente 76 % du FIT, et avec une exploitation 3×, 89 % du FIT ; l'écart par rapport au prix fixe s'élève à 84,1 zł/MWh, même dans le meilleur scénario de marché.
• Le FIP avec une exploitation 2× (713,6 zł/MWh) est le plus proche du FIT, mais un solde positif de 2022 peut réduire les primes réelles.
• La variante 2× est rentable dans toute la fourchette de coûts retenue ; la variante 3× n'est rentable que dans la partie inférieure de la fourchette de coûts et avec un coût du capital plus faible.
• Les premières heures à prix négatif (5) ne modifient pas encore le calcul, mais signalent un nouveau type de risque pour une exploitation continue.