Prix fixe ou RDN ? L'unité de méthanisation au premier semestre 2024

Non, au premier semestre 2024, l'écart entre le RDN et le prix fixe a été le plus important en złoty depuis le début de la série. Le prix moyen du RDN s'est élevé à 372,0 zł/MWh, tandis que le FIT pour une nouvelle déclaration était de 828,4 zł/MWh, de sorte que le marché ne représentait que 45 % du prix fixe. Un fonctionnement 2× génère 440,6 zł/MWh (53 % du FIT), et un fonctionnement 3× 468,6 zł/MWh (57 % du FIT). Le FIP avec flexibilité s'en approche le plus : 782,3 zł/MWh pour 2× (94 % du FIT) et 810,3 zł/MWh pour 3× (98 % du FIT). Conclusion commune : avec le seul RDN, le toit à double membrane réduit l'écart, mais ne le comble pas.

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 la précédente analyse de la série (second semestre 2023).

Prix fixes en 2024

Les prix de référence en vigueur sont ceux du règlement du 8 novembre 2023 (Dz.U. 2023 poz. 2440) : 872 zł/MWh pour le biogaz agricole jusqu'à 500 kW et 793 zł/MWh pour la tranche 500 kW–1 MW. Cela donne un FIT de 828,4 zł/MWh et un FIP de 713,7 zł/MWh pour les nouvelles déclarations ; pour le « autre biogaz » jusqu'à 500 kW, le FIT est de 600,4 zł/MWh, et pour la cogénération (CHP) agricole, de 973,8 zł/MWh. Une installation de 2019, après revalorisation (indice pour 2023 : 111,4), a un FIT de 874,9 zł/MWh.

Chiffres du semestre

Le prix de « l'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 2019–2023 (art. 70e, paragraphe 3 ; GUS : 102,3 ; 103,4 ; 105,1 ; 114,4 ; 111,4).

Les moyennes mensuelles dessinent une courbe en forme de U : 408,2 zł/MWh en janvier, 324,4 zł/MWh en mars (minimum), 455,3 zł/MWh en juin. Mars ne représente que 39 % du prix FIT. Au cours du semestre, 65 heures ont enregistré un prix négatif ; leur exclusion augmente le revenu du RDN de 372,0 à 378,3 zł/MWh.

Il s'agit du premier semestre de la série où le profil journalier ne présente pas de minimum nocturne. L'heure la moins chère est 12:00 (286,6 zł/MWh), tandis que les prix les plus élevés se situent en soirée : 20:00 (514,2 zł/MWh). Cette forme est conforme à l'augmentation de la production photovoltaïque au cours de la journée. Pour une unité de méthanisation, cela signifie que les fenêtres de fonctionnement 2× et 3× se déplacent vers les pics matinaux et vespéraux, tandis que les heures de midi deviennent des périodes de stockage du gaz. La prime pour la flexibilité s'élève à 68,6 zł/MWh pour 2× et 96,6 zł/MWh pour 3×.

Pourquoi le FIP + flexibilité se rapproche du FIT

Dans le cadre du FIP, le producteur vend l'énergie sur le marché et reçoit un complément jusqu'au prix fixe, calculé sur la base de la moyenne journalière du RDN. L'augmentation de l'écart des prix au cours de la journée accroît donc le bénéfice du producteur flexible sans réduire le complément. Au premier semestre 2024, le FIP avec fonctionnement continu génère 710,7 zł/MWh (86 % du FIT ; légèrement en dessous du prix fixe FIP de 713,7 zł/MWh, car l'énergie des heures négatives, soumise à la règle des six heures consécutives, n'est pas soutenue), tandis qu'avec un fonctionnement 2×, il atteint 782,3 zł/MWh. Les soldes positifs des mois de crise 2022 ont pu déjà être utilisés pour compenser les soldes négatifs ultérieurs ; le modèle ne suit pas cela. Le risque juridique concerne également l'extension de la puissance : le dépassement des seuils de puissance peut modifier la classe de l'installation et le prix de référence, ce qui nécessite une clarification avec le Président de l'URE avant l'investissement.

Un toit à double membrane suffit-il

Dans le modèle, un fonctionnement « 2× » signifie qu'un 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× » signifie qu'un groupe 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 plus élevée. 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 dans le toit à double membrane. Le bilan gazier de ce semestre montre une capacité moyenne de 2 693 m³ pour 2× (95e percentile : 3 629 m³) et de 3 639 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 prenons cela comme 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, pour ce semestre, à 68,6 zł/MWh pour 2× et 96,6 zł/MWh pour 3× par rapport à un fonctionnement continu. Annualisée (×2, hypothèse), cela donne un surplus annuel de 274 000 zł pour 2× et 385 000 zł pour 3× ; divisée par le coefficient de l'annuité (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 1 865 000–2 294 000 zł pour 2× et de 2 625 000–3 230 000 zł pour 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 1 092 000–1 778 000 zł pour 2× et 2 248 000–3 783 000 zł pour 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 se retrouve dans le FIP et dans le RDN pur (dans le FIP, il peut être légèrement plus élevé, car le fonctionnement flexible évite les heures exclues du calcul), car il découle du marché, et non du soutien ; le FIT ne l'offre pas, puisqu'il paie le même prix pour chaque heure.

Troisième option : le stockage d'énergie

Un stockage de 0,5 MW / 1 MWh, un cycle par jour, avec un rendement de 85 %, ajoute 19,6 zł/MWh au fonctionnement continu (revenu : 391,6 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 est de 296,4 zł/MWh. Le surplus annuel s'élève à 78 000 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 dans le stockage entre 430 000 et 526 000 zł, soit 430–526 zł par kWh de capacité. Les fourchettes de coûts retenues pour le système sont de 800–1 500 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 s'élève à 126–476 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

• Le RDN (372,0 zł/MWh) et le RDN avec flexibilité (440,6–468,6 zł/MWh) ne se rapprochent pas du FIT (828,4 zł/MWh) : l'écart est de 359,8–387,8 zł/MWh.
• La baisse des prix en milieu de journée et le pic du soir rendent le calendrier de fonctionnement 2×/3× plus avantageux que les heures nocturnes bon marché.
• Groupe électrogène supplémentaire et stockage de gaz : 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 stockage d'énergie (19,6 zł/MWh) ne serait toujours pas rentable avec les hypothèses de coûts retenues ; la baisse des prix des batteries pourrait changer cela dans les années à venir.