Prix fixe ou RDN ? L'unité de méthanisation au second semestre 2021

Oui, en partie — au second semestre 2021, pour la première fois dans cette série, une unité de méthanisation équipée d’un toit à double membrane vendant de l’électricité au titre du RDN a égalé le prix fixe. En fonctionnement continu, le RDN rapportait 511,8 zł/MWh (83 % du FIT à 617,5 zł/MWh), mais un fonctionnement limité aux 8 heures les plus chères de la journée (3×) permettait d’atteindre 627,0 zł/MWh, soit 102 % du FIT, tandis que le scénario 2× générait 598,3 zł/MWh (97 % du FIT). Le FIP avec fonctionnement 2× a atteint 670,4 zł/MWh (et 699,1 zł/MWh avec fonctionnement 3×). Parmi les causes de la hausse des prix de gros figuraient notamment le gaz plus cher et les droits d’émission de CO₂, la moyenne mensuelle de décembre ayant culminé à 828,7 zł/MWh.

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 l’analyse précédente de la série (premier semestre 2021).

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 cumulée par l’IPC annuel moyen pour les années 2019–2020 (art. 70e al. 3 ; GUS : 102,3 ; 103,4).

Le marché a progressé à un rythme inédit lors des semestres précédents : de 375,9 zł/MWh en juillet à 828,7 zł/MWh en décembre, soit plus du double. En décembre, la moyenne a dépassé non seulement le FIT, mais aussi le prix fixe pour les installations de 2019 (653,2 zł/MWh). Aucune heure avec un prix négatif n’a été enregistrée dans cette série.

Le profil journalier est désormais beaucoup plus étendu : de 384,4 zł/MWh à 3 h 00 à 643,2 zł/MWh à 19 h 00. La valeur de la flexibilité augmente avec le niveau des prix : la prime pour un fonctionnement 2× s’élève à 86,5 zł/MWh, et à 115,2 zł/MWh pour un fonctionnement 3× — soit plus de trois fois plus qu’un an auparavant (27,8 et 35,4 zł/MWh au second semestre 2020).

FIP, FIT et solde positif

La différence entre le FIT et le FIP commence ici à avoir une signification pratique. Le FIT verse un montant fixe indépendamment du marché, de sorte que la hausse des prix profite au fournisseur obligé et non au producteur. Avec le FIP, le producteur vend l’énergie sur le marché et ne reçoit une subvention que si le prix journalier moyen du RDN est inférieur au prix fixe. Lorsque le prix est supérieur, il n’y a pas de subvention, mais un solde positif apparaît. L’art. 93 al. 11 de la loi sur les ENR impose de l’imputer sur les futurs soldes négatifs, et l’art. 93 al. 12 prévoit de restituer à l’opérateur de compensation des énergies renouvelables ce qui n’a pas été imputé à la fin de la période de soutien. Conséquence pratique : les prix élevés de décembre 2021 (moyenne de 828,7 zł/MWh contre 531,0 zł/MWh pour le prix fixe du FIP) génèrent un solde positif qui réduira les futures subventions. Le prix fixe du FIP est de 531,0 zł/MWh, tandis que le FIP en fonctionnement continu dans le tableau (583,9 zł/MWh) est plus élevé, car dans les mois où le marché dépassait le prix fixe, le producteur conserve le prix du marché. Le modèle calcule le solde mensuellement et ne le reporte pas sur les périodes suivantes, de sorte que le FIP dans le tableau représente une estimation haute pour un producteur qui bénéficierait de subventions les mois suivants.

Un toit à double membrane suffit-il ?

Dans le modèle, un fonctionnement « 2× » signifie qu’un groupe électrogène d’une puissance portée à environ 1,0 MW ne fonctionne que pendant les 12 heures les plus chères de la journée, tandis qu’un fonctionnement « 3× » implique 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 est produit 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 %), de sorte que 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 2 871 m³ pour le fonctionnement 2× (95e percentile : 3 629 m³) et de 3 829 m³ pour le fonctionnement 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 couvrait les besoins du fonctionnement 2× pour 31 % des jours, et ceux du fonctionnement 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 ce semestre à 86,5 zł/MWh pour le 2× et à 115,2 zł/MWh pour le 3× par rapport au fonctionnement continu. Annualisée (×2, hypothèse), cela représente un surplus annuel de 349 000 zł pour le 2× et de 465 000 zł pour le 3× ; divisé par le coefficient d’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 2 377 000–2 925 000 zł pour le 2× et de 3 166 000–3 895 000 zł pour le 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 : 500–800 €/kW de puissance supplémentaire plus 20–70 €/m³ de stockage manquant, avec un taux de change de 4,3 zł/€, ce qui donne 1 107 000–1 832 000 zł pour le 2× et 2 264 000–3 840 000 zł pour le 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 basse 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, car il découle du marché et non du soutien ; le FIT ne le procure pas, puisqu’il verse 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 20,2 zł/MWh au fonctionnement continu (recette de 532,0 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 325,5 zł/MWh. Le surplus annuel s’élève à 82 000 zł ; avec une amortissement sur 15 ans, une maintenance à hauteur de 2,5 % des investissements par an et une dégradation moyenne de la capacité de 2 % par an (hypothèses), il est possible d’investir jusqu’à 448 000–548 000 zł dans le stockage, soit 448–548 zł par kWh de capacité. Les fourchettes de coûts retenues pour le système sont de 1 500–2 500 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 148–498 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

• En fonctionnement continu, le RDN (511,8 zł/MWh) reste inférieur au FIT de 105,7 zł/MWh ; seul le fonctionnement 3× (627,0 zł/MWh) dépasse 617,5 zł/MWh.
• Le gain lié à la flexibilité a augmenté pour atteindre 86,5–115,2 zł/MWh, de sorte que le budget pour un groupe électrogène et un stockage de gaz s’élève à 2 377 000–2 925 000 zł pour le 2×, avec des coûts de 1 107 000–1 832 000 zł : la variante 2× est rentable dans toute la fourchette de coûts retenue.
• Le FIP conserve un avantage sur le RDN pur, mais le solde positif des mois chers réduira les futures subventions.
• Le stockage d’énergie (532,0 zł/MWh) commence à paraître plus pertinent avec un écart de prix de 325,5 zł/MWh, mais il ne serait toujours pas rentable avec les hypothèses de coûts retenues.