Prix fixe ou RDN ? L'unité de méthanisation au premier semestre 2025

Sur le RDN seul, non, mais avec le FIP et la flexibilité, oui. Au premier semestre 2025, le prix moyen du RDN s'est élevé à 427,5 zł/MWh (52 % du FIT à 828,4 zł/MWh), un fonctionnement 2× donne 559,1 zł/MWh (67 % du FIT), et un fonctionnement 3× 607,0 zł/MWh (73 % du FIT). Le FIP avec un fonctionnement 2× atteint 845,3 zł/MWh, et avec un fonctionnement 3× — 893,2 zł/MWh, soit 102 % et 108 % du FIT. Au cours du premier semestre complet après la modification des réglementations, le marché a enregistré 251 heures avec un prix négatif — le nombre le plus élevé de toute la série.

Rappel du mécanisme

Les règles de soutien (articles 70a–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 (semestre II 2024).

Prix négatifs : la règle en pratique

Depuis le 28 décembre 2024, l'article 93, paragraphe 4 de la loi sur les énergies renouvelables soustrait de la quantité d'énergie couverte par le règlement FIP l'énergie produite pendant chaque heure où le prix du RDN est inférieur à 0 zł/MWh (auparavant, il fallait au moins six heures consécutives). Le producteur en FIP subit donc une double perte : il vend l'énergie à un prix négatif et ne reçoit pas de prime pour cette énergie. Le modèle suppose que l'unité de méthanisation arrête le moteur pendant ces heures (le gaz est dirigé vers le toit) et ne produit pas d'énergie. Résultat : le revenu par MWh avec arrêt est de 458,4 zł/MWh contre 427,5 zł/MWh pour un fonctionnement continu, soit +30,9 zł/MWh. Une unité de méthanisation avec un toit à double membrane a ici un avantage : le gaz des heures négatives peut être brûlé pendant les heures chères. Le FIT (pour les installations de moins de 200 kW) ne rencontre pas ce problème, car le fournisseur est tenu de payer un prix fixe indépendamment du marché.

Les prix de référence restent ceux du règlement du 8 novembre 2023 : FIT à 828,4 zł/MWh et FIP à 713,7 zł/MWh ; une installation de 2019 après indexation (indice pour 2024 : 103,6) a un FIT à 906,4 zł/MWh.

Chiffres du semestre

Le prix « installation de 2019 » correspond à 95 % du prix de référence de 2019 (617,5 zł/MWh) après indexation cumulative par l'IPC annuel moyen pour les années 2019–2024 (art. 70e, par. 3 ; GUS : 102,3 ; 103,4 ; 105,1 ; 114,4 ; 111,4 ; 103,6).

Le FIT dans le tableau correspond à 95 % du prix de référence pour la classe « jusqu'à 500 kW ». Depuis le 28.12.2024, les installations de moins de 200 kW peuvent bénéficier du FIT, donc pour une installation de 0,5 MW, il s'agit d'un point de référence, et le soutien disponible reste le FIP (classe 200 kW – 1 MW).

Les moyennes mensuelles chutent de 559,0 zł/MWh en février à 347,6 zł/MWh en juin. Au printemps, la baisse est la plus marquée : avril à 366,8 zł/MWh, juin à 347,6 zł/MWh.

Le profil journalier présente un creux marqué à midi (12:00 : 210,2 zł/MWh) et un pic à 20:00 (697,9 zł/MWh) — une amplitude de 487,7 zł/MWh. La prime pour un fonctionnement 2× (131,6 zł/MWh) et 3× (179,5 zł/MWh) constitue le principal avantage du FIP + flexibilité.

D'où vient le résultat FIP + 2×

Le résultat de 845,3 zł/MWh se compose du prix capté (559,1 zł/MWh) et de la prime jusqu'au prix fixe FIP (en moyenne 286,2 zł/MWh), calculée à partir de la moyenne journalière du RDN, donc indépendante des heures de fonctionnement du groupe électrogène. Nous négligeons ici l'aide à l'investissement, qui pourrait réduire les prix fixes, ainsi que les coûts d'un groupe électrogène supplémentaire. Le producteur ne peut pas non plus supposer que la prime est illimitée dans le temps : son montant dépend du solde (art. 93, par. 11–12), et la période de soutien prend fin 15 ans après la première vente. Une installation de 2019, après indexation cumulative, a un prix fixe FIP de 779,4 zł/MWh (90 % de 590 zł) et un résultat FIP + 2× de 911,0 zł/MWh, donc l'ancienne déclaration reste plus avantageuse.

Un toit à double membrane suffit-il

Dans le modèle, un fonctionnement « 2× » signifie que le groupe électrogène 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 groupe électrogène 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 moins de temps, 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 2 686 m³ pour 2× (95e percentile : 3 629 m³) et de 3 503 m³ pour 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 de 2× pour 45 % des jours, et les besoins de 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 un fonctionnement pendant les heures chères s'élève ce semestre à 131,6 zł/MWh pour 2× et à 179,5 zł/MWh pour 3× par rapport à un fonctionnement continu. Annualisée (×2, hypothèse), cela donne un surplus annuel de 522 000 zł pour 2× et de 712 000 zł pour 3× ; divisé par le coefficient de la rente (amortissement sur 12 ans, coût du capital de 10 % ou 6 %), cela donne un budget pour un groupe électrogène supplémentaire et un stockage de gaz de l'ordre de 3 558 000–4 378 000 zł pour 2× et de 4 853 000–5 971 000 zł pour 3× (la valeur la plus basse pour un coût du capital de 10 %, la plus élevée pour 6 %). Les fourchettes de coûts sont des hypothèses, non des offres : 500–800 €/kW de puissance supplémentaire plus 20–70 €/m³ de stockage manquant, au taux de change de 4,3 zł/€, ce qui donne 1 091 000–1 776 000 zł pour 2× et 2 236 000–3 742 000 zł pour 3×. Conclusion comptable : les deux variantes (2× et 3×) sont rentables dans toutes les fourchettes de coûts retenues. Le même avantage lié au profil des prix s'applique au FIP et au RDN pur (dans le FIP, il est légèrement plus élevé, car le fonctionnement 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 42,8 zł/MWh au fonctionnement continu (revenu de 470,3 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 est de 580,1 zł/MWh. Le surplus annuel s'élève à 170 000 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 de dépenser 932 000–1 140 000 zł pour le stockage, soit 932–1 140 zł par kWh de capacité. Les fourchettes de coûts retenues pour le système sont de 600–1 200 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 (50 000–400 000 zł) du budget avec un coût du capital de 6 %, le coût admissible du système est de 740 à 1 090 zł/kWh ; le stockage ne serait rentable que dans une partie des fourchettes (coût de raccordement bas, coût du capital bas, offre moins chère). 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 seul : 559,1–607,0 zł/MWh représente 67 %–73 % du FIT ; l'écart est de 221,4–269,3 zł/MWh.
• Le FIP + 2× (845,3 zł/MWh) dépasse le FIT, mais seulement après des investissements dans un groupe électrogène et un stockage de gaz : la variante 2× est rentable dans toutes les fourchettes de coûts retenues.
• La règle de chaque heure négative rend le fonctionnement continu non rentable aux heures de midi au printemps ; l'arrêt augmente le revenu de 30,9 zł/MWh.
• Le stockage d'énergie ajoute 42,8 zł/MWh et ne serait rentable que dans une partie des fourchettes (coût de raccordement bas, coût du capital bas, offre moins chère).