Prix fixe ou RDN ? L'unité de méthanisation agricole au second semestre 2023

Non, au second semestre 2023, le marché est resté nettement en dessous du prix fixe. Le prix moyen du RDN s'est établi à 451,0 zł/MWh (60 % du FIT à 745,8 zł/MWh), et en décembre seulement à 347,1 zł/MWh. Un fonctionnement en mode 2× génère 536,8 zł/MWh (72 % du FIT), et en mode 3× 570,7 zł/MWh (77 % du FIT). Le FIP avec un fonctionnement 3× atteint 763,2 zł/MWh et dépasse le FIT de 745,8 zł/MWh applicable aux déclarations déposées avant le 10 novembre, mais dans le même temps, les nouvelles déclarations bénéficient d'un prix de référence plus élevé, ce qui relève la barre. L'ampleur de l'écart — 209,0 zł/MWh en mode 2× — signifie qu'un simple toit à double membrane ne suffit pas pour que le RDN atteigne le niveau du FIT.

Rappel du mécanisme

Les règles de soutien (articles 70a à 70f de la loi sur les énergies renouvelables), les scénarios et les hypothèses du modèle sont décrits dans la première analyse de la série. Les résultats du semestre précédent sont disponibles dans l'analyse précédente de la série (premier semestre 2023).

Nouveaux prix de référence à partir du 10 novembre 2023

Le règlement du 8 novembre 2023 (Journal officiel 2023, position 2440), publié le 9 novembre, est entré en vigueur le 10 novembre 2023. Pour l'électricité produite à partir de biogaz agricole jusqu'à 500 kW, il indique 872 zł/MWh, pour la tranche de 500 kW à 1 MW 793 zł/MWh, et pour les autres types de biogaz jusqu'à 500 kW 632 zł/MWh (commentaire : prix de référence OZE 2023). Pour les déclarations déposées à partir du 10 novembre, cela donne un FIT de 828,4 zł/MWh et un FIP de 713,7 zł/MWh. Dans le tableau du semestre, le FIT s'élève à 745,8 zł/MWh, car il concerne les déclarations antérieures à la modification. Une installation de 2019 bénéficie, après revalorisation, de 785,3 zł/MWh. La déduction prévue par la loi sur les mesures exceptionnelles était applicable jusqu'au 31 décembre 2023, mais ne concernait pas les unités de méthanisation agricole jusqu'à 1 MW.

Chiffres du semestre

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

Le prix mensuel moyen est passé de 514,8 zł/MWh en juillet à 347,1 zł/MWh en décembre, et le niveau de décembre ne représente que 47 % du prix FIT. On a enregistré 38 heures avec un prix négatif ; conformément à l'art. 93, paragraphe 5, l'énergie produite pendant les heures à prix négatif est exclue du calcul du FIP uniquement en cas de six heures consécutives de ce type. Si le producteur arrêtait lui-même l'agrégat pendant les heures à prix négatif, le revenu du RDN passerait de 451,0 à 455,2 zł/MWh.

Profil journalier : minimum à 2:00 (358,4 zł/MWh), maximum à 19:00 (612,9 zł/MWh). La prime pour un fonctionnement 2× s'élève à 85,8 zł/MWh, et pour un fonctionnement 3× à 119,7 zł/MWh.

Flexibilité dans le FIP par rapport à la flexibilité hors soutien

Le même agrégat supplémentaire génère dans le FIP et dans le RDN pur une prime similaire (pour 2× : 88,7 zł/MWh dans le FIP et 85,8 zł/MWh dans le RDN ; dans le FIP, le planning flexible évite également les heures exclues du calcul), mais dans le FIP, cette prime s'applique à une base plus élevée : 639,5 zł/MWh en fonctionnement continu contre 451,0 zł/MWh sans soutien. La différence de 188,5 zł/MWh correspond approximativement à la subvention au prix fixe du FIP (90 % du prix de référence), calculée sur la base du RDN journalier moyen et réglée mensuellement. Du point de vue de l'art. 93 de la loi sur les énergies renouvelables, le producteur en FIP qui fonctionne en soirée se réfère toujours à la moyenne journalière, et conserve donc tout le bénéfice des heures de pointe. Si un solde positif a été généré au cours des mois précédents (art. 93, paragraphe 11), les subventions seront réduites jusqu'à son épuisement.

Un toit à double membrane suffit-il ?

Dans le modèle, un fonctionnement « 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× » signifie qu'un agrégat d'une puissance d'environ 1,5 MW fonctionne pendant les 8 heures les plus chères ; la même énergie journalière (environ 10,96 MWh) est donc produite en un temps plus court, avec une puissance plus élevée. Le biogaz issu de la méthanisation s'écoule en continu tout au long de la journée (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 dans le toit à double membrane. Le bilan du gaz pour ce semestre montre une capacité moyenne de 2 764 m³ pour le mode 2× (95e percentile : 3 629 m³) et de 3 823 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 40 % des jours, et ceux du mode 3× pour 2 % 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 un fonctionnement pendant les heures chères s'élève, pour ce semestre, à 85,8 zł/MWh pour le mode 2× et à 119,7 zł/MWh pour le mode 3× par rapport à un fonctionnement continu. Annualisée (×2, hypothèse), cela génère un surplus annuel de 346 000 zł pour le mode 2× et de 483 000 zł pour le mode 3× ; divisé par le coefficient de l'annuité (amortissement sur 12 ans, coût du capital de 10 % ou 6 %), cela donne un budget pour l'agrégat supplémentaire et le stockage de gaz de l'ordre de 2 356 000 à 2 899 000 zł pour le mode 2× et de 3 289 000 à 4 047 000 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, et non des offres : 500 à 800 €/kW de puissance supplémentaire plus 20 à 70 €/m³ de stockage manquant, avec un taux de change de 4,3 zł/€, ce qui donne 1 098 000 à 1 800 000 zł pour le mode 2× et 2 264 000 à 3 838 000 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 le fonctionnement flexible évite les heures exclues du calcul), car il découle du marché, et non du soutien ; le FIT ne le procure pas, puisqu'il paie le même prix 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 21,4 zł/MWh au fonctionnement continu (revenu de 472,4 zł/MWh). La moyenne des différences journalières entre le prix moyen des deux heures les plus chères et des deux heures les moins chères de la journée s'élève à 329,1 zł/MWh. Le surplus annuel s'élève à 86 000 zł ; avec une amortisation 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 dans le stockage entre 474 000 et 579 000 zł, soit 474 à 579 zł par kWh de capacité. Les fourchettes de coûts retenues pour le système sont de 1 200 à 2 000 zł/kWh, et le raccordement supplémentaire coûte entre 50 000 et 400 000 zł — ce sont des hypothèses, car il n'existe pas de prix fermes en Pologne pour une telle échelle. Après déduction du raccordement (50 000 à 400 000 zł) du budget avec un coût du capital de 6 %, le coût admissible du système s'élève de 179 à 529 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, donc le résultat est plutôt optimiste.

Conclusions pour ce semestre

• Le RDN avec flexibilité (536,8–570,7 zł/MWh) atteint 72 %–77 % du FIT ; l'écart est de 175,1–209,0 zł/MWh.
• Le FIP + 3× (763,2 zł/MWh) dépasse le FIT pour les déclarations antérieures à novembre, mais reste inférieur au FIT de 828,4 zł/MWh pour les déclarations déposées à partir du 10 novembre.
• L'extension avec un agrégat supplémentaire et un stockage de gaz : 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.
• Le stockage d'énergie ajoute 21,4 zł/MWh et ne serait pas rentable avec les hypothèses de coûts retenues.