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

Toujours pas uniquement sur le RDN, mais le FIP avec un fonctionnement 2× a, pour la première fois depuis 2022, dépassé le FIT. Au second semestre 2024, le prix moyen du RDN s'est élevé à 456,5 zł/MWh (55 % du FIT à 828,4 zł/MWh). Un fonctionnement 2× augmente les revenus à 599,1 zł/MWh (72 % du FIT), et un fonctionnement 3× à 667,6 zł/MWh (81 % du FIT), ce qui signifie un écart par rapport au FIT de 229,3 zł/MWh pour un fonctionnement 2× et de 160,8 zł/MWh pour un fonctionnement 3×. Le FIP avec un fonctionnement 2× atteint 856,0 zł/MWh, et avec un fonctionnement 3× — 924,8 zł/MWh, soit respectivement 103 % et 112 % du FIT. Le semestre se termine par une modification législative qui change une règle importante pour les installations d'une puissance de 0,5 MW.

Rappel du mécanisme

Les principes de soutien (articles 70a–70f de la loi sur les OZE), 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 2024).

Modification du 27 novembre 2024

La loi du 27 novembre 2024 (Dz.U. 2024 poz. 1847) est entrée en vigueur en partie le 28 décembre 2024 et modifie deux éléments importants pour les unités de méthanisation. Premièrement, à l'article 70a, le seuil de 500 kW a été remplacé par un seuil de 200 kW : les installations de moins de 200 kW restent dans le FIT, tandis que celles de 200 kW à 1 MW bénéficient du FIP. Une installation de 0,5 MW était dans la classe FIP avant la modification et y reste après celle-ci. Les dispositions transitoires (articles 18–21 de la loi modificative) prévoient pour les déclarations existantes d'installations de 200–500 kW des périodes transitoires, dépendant notamment de la date du certificat et de la première production. Deuxièmement, aux articles 93, paragraphes 4–5, la règle des prix négatifs a été modifiée : jusqu'au 27 décembre 2024, l'énergie produite pendant les heures à prix négatif était exclue du calcul uniquement si les prix négatifs duraient au moins six heures consécutives ; à partir du 28 décembre, l'énergie produite pendant chaque heure à prix négatif est exclue. Au cours du semestre, il y a eu 132 heures avec un prix négatif, et la nouvelle règle n'a concerné que les quatre derniers jours. Les prix de référence restent ceux du règlement du 8 novembre 2023 (FIT 828,4 zł/MWh = 95 % de 872 zł, FIP 713,7 zł/MWh = 90 % de 793 zł ; le FIP en fonctionnement continu, 707,4 zł/MWh, est inférieur au prix fixe, car l'énergie produite pendant les heures à prix négatif est exclue du calcul) ; une installation de 2019 a, après indexation, 874,9 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 2019–2023 (art. 70e, paragraphe 3 ; GUS : 102,3 ; 103,4 ; 105,1 ; 114,4 ; 111,4).

Le FIT dans le tableau correspond à 95 % du prix de référence pour la classe « jusqu'à 500 kW ». À partir du 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 sont stables (406,5–522,9 zł/MWh), et novembre (522,9 zł/MWh) est le mois le plus cher. L'exclusion des heures à prix négatif augmente les revenus du RDN de 456,5 à 471,9 zł/MWh.

L'écart journalier est le plus important depuis le second semestre 2022 : de 309,1 zł/MWh à 12 h 00 à 788,7 zł/MWh à 19 h 00. Par conséquent, la prime pour un fonctionnement 2× (142,6 zł/MWh) et 3× (211,1 zł/MWh) est plus de deux fois supérieure à celle du semestre précédent (68,6 et 96,6 zł/MWh).

Le FIP + flexibilité est-il le nouveau FIT

Le FIP avec un fonctionnement 2× (856,0 zł/MWh) représente 103 % du FIT, mais il convient de comparer équitablement deux prix différents : le FIP correspond à 90 % du prix pour la tranche 500 kW–1 MW (713,7 zł/MWh), tandis que le FIT correspond à 95 % du prix pour la tranche jusqu'à 500 kW (828,4 zł/MWh). Le gain provient de deux sources : la subvention au prix fixe et la prime liée au profil des prix (le prix moyen capté est de 599,1 zł/MWh contre une moyenne de 456,5 zł/MWh). Cependant, la subvention dépend du solde : un solde positif des mois précédents (art. 93, paragraphe 11) réduit un solde négatif. Le producteur doit également investir dans un groupe électrogène supplémentaire et un stockage de gaz, ce que le FIT n'exige pas.

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 électrogène d'une puissance 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 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 un toit à double membrane. Le bilan gazier de ce semestre montre une capacité moyenne de 2 696 m³ pour un fonctionnement 2× (95e percentile : 3 629 m³) et de 3 669 m³ pour un 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 prenons cela comme hypothèse également pour les installations polonaises) : au cours de ce semestre, il couvre les besoins d'un fonctionnement 2× pour 47 % des jours, et les besoins d'un 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 142,6 zł/MWh pour un fonctionnement 2× et à 211,1 zł/MWh pour un fonctionnement 3× par rapport à un fonctionnement continu. Après annualisation (×2, hypothèse), cela donne un surplus annuel de 575 000 zł pour un fonctionnement 2× et de 851 000 zł pour un fonctionnement 3× ; divisé 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 3 919 000–4 823 000 zł pour un fonctionnement 2× et de 5 799 000–7 136 000 zł pour un fonctionnement 3× (la valeur la plus basse avec un coût du capital de 10 %, la plus élevée avec 6 %). Les fourchettes de coûts sont des hypothèses, pas 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 1 092 000–1 779 000 zł pour un fonctionnement 2× et 2 251 000–3 792 000 zł pour un fonctionnement 3×. Conclusion comptable : les deux variantes (2× et 3×) sont rentables dans toutes les fourchettes de coûts envisagées. Le même avantage lié au profil des prix s'applique au FIP et au 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 48,3 zł/MWh au fonctionnement continu (revenu de 504,8 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 659,5 zł/MWh. Le surplus annuel s'élève à 195 000 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 1 070 000 et 1 309 000 zł, soit 1 070–1 309 zł par kWh de capacité. Les fourchettes de coûts du système envisagées 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 909–1 259 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

• RDN seul : 599,1–667,6 zł/MWh représente 72 %–81 % du FIT, avec un écart de 160,8–229,3 zł/MWh.
• FIP + flexibilité : 856,0–924,8 zł/MWh, soit 103 %–112 % du FIT ; le soutien plus le fonctionnement en heures de pointe équivaut au prix fixe.
• La nouvelle règle des heures à prix négatif (à partir du 28.12.2024) retire le soutien pour l'énergie produite pendant chaque heure de ce type, rendant le fonctionnement continu moins rentable qu'auparavant.
• Groupe électrogène supplémentaire et stockage de gaz : les deux variantes (2× et 3×) sont rentables dans toutes les fourchettes de coûts envisagées ; le stockage d'énergie ne serait rentable que dans une partie des fourchettes (coût de raccordement bas, coût du capital bas, offre moins chère).