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

Presque à l'équilibre — sur le RDN seul non, mais le FIP avec flexibilité s'est rapproché du prix fixe presque entièrement. Au second semestre 2025, le prix moyen du RDN s'est élevé à 456,3 zł/MWh (55 % du FIT à 828,4 zł/MWh), un fonctionnement 2× donne 564,1 zł/MWh (68 % du FIT), et un fonctionnement 3× 614,7 zł/MWh (74 % du FIT). Le FIP avec un fonctionnement 2× atteint 821,4 zł/MWh, soit 99 % du FIT, et avec un fonctionnement 3× 872,1 zł/MWh (105 % du FIT). Le semestre montre une saisonnalité : par rapport à l'analyse du premier semestre 2025], le nombre d'heures avec un prix négatif était de 60 au lieu de 251.

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 se trouvent dans l'analyse précédente de la série (premier semestre 2025)].

Saisonnalité et cotations trimestrielles

Les prix négatifs concernent principalement le printemps et l'été, lorsque les midis ensoleillés coïncident avec une faible demande. Au cours du semestre automne-hiver, ils sont plus rares, mais le marché affiche alors des prix moyens plus élevés (525,9 zł/MWh en novembre, 492,4 zł/MWh en décembre). Il en résulte un conseil pratique : un calcul semestriel ne suffit pas pour évaluer une installation, car la flexibilité rapporte différemment au printemps et en hiver. À partir d'octobre 2025, les données sources de energy-charts.info ont un pas de 15 minutes ; dans le modèle, elles ont été moyennées sur une base horaire, et dans le règlement du FIP, la loi fait référence aux moyennes horaires pondérées par le volume des prix du marché du lendemain. 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 revalorisation a un FIT à 906,4 zł/MWh. Une comparaison plus large des systèmes de soutien se trouve dans l'analyse systemy wsparcia biogazowni w Polsce].

Chiffres du semestre

Le prix « 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 2019–2024 (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 se situent entre 382,0 zł/MWh en août et 525,9 zł/MWh en novembre. Même le mois le plus cher représente 63 % du prix FIT. Les heures avec un prix négatif (60) sont exclues du calcul ; le gain de cette exclusion est de 6,7 zł/MWh.

Profil journalier : 12:00 à 317,2 zł/MWh, 19:00 à 724,2 zł/MWh. L'écart de 407,0 zł/MWh donne une prime pour la flexibilité de 107,8 zł/MWh (2×) et 158,4 zł/MWh (3×).

Que signifie « 99 % du FIT »

Le FIP avec flexibilité (821,4 zł/MWh) est égal au FIT de 828,4 zł/MWh à quelques zlotys près, mais il se compose d'éléments différents. Le FIT est un montant fixe, sans risque de marché et sans investissements supplémentaires. Le FIP + 2× comprend un prix fixe inférieur (90 % du prix de référence pour la tranche 500 kW–1 MW) plus le marché plus une prime liée au profil, nécessitant un groupe électrogène supplémentaire et un stockage de gaz. Le risque réside également dans le solde : un solde positif des mois à prix élevés réduit les compléments des mois suivants (art. 93 par. 11 de la loi sur les énergies renouvelables), et un solde non équilibré à la fin de la période est restitué à l'opérateur de compensation (par. 12). Dans le modèle, le solde est calculé mensuellement et n'est pas reporté, donc le résultat est une estimation haute.

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 ne fonctionne que pendant les 12 heures les plus chères de la journée, et « 3× » signifie qu'un groupe électrogène 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 un temps plus court, 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 un toit à double membrane. Le bilan du gaz pour ce semestre montre une capacité moyenne de 2 698 m³ pour 2× (95e percentile : 3 629 m³) et 3 710 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) : dans ce semestre, il couvre les besoins de 2× pour 42 % 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 peut-on investir dans la flexibilité

La prime pour un fonctionnement pendant les heures chères s'élève, pour ce semestre, à 107,8 zł/MWh pour 2× et 158,4 zł/MWh pour 3× par rapport à un fonctionnement continu. Annualisée (×2, hypothèse), cela donne un surplus annuel de 434 000 zł pour 2× et 639 000 zł pour 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 2 960 000–3 642 000 zł pour 2× et 4 352 000–5 355 000 zł pour 3× (la valeur inférieure pour un coût du capital de 10 %, la valeur supérieure 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, avec un taux de change de 4,3 zł/€, ce qui donne 1 092 000–1 780 000 zł pour 2× et 2 254 000–3 804 000 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 calcul), 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, un cycle par jour, avec un rendement de 85 %, ajoute 37,2 zł/MWh au fonctionnement continu (revenu de 493,5 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 524,2 zł/MWh. Le surplus annuel s'élève à 150 000 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 823 000–1 006 000 zł dans le stockage, soit 823–1 006 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 50 000–400 000 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 606 à 956 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 avec flexibilité (564,1–614,7 zł/MWh) représente 68 %–74 % du FIT ; le FIP + 2× (821,4 zł/MWh) est inférieur de 7,0 zł/MWh au FIT.
• Moins d'heures avec un prix négatif (60) qu'au printemps signifie que l'avantage de l'arrêt diminue à 6,7 zł/MWh.
• Groupe électrogène supplémentaire et stockage de gaz : la variante 2× est rentable dans toutes les fourchettes de coûts retenues ; la variante 3× est rentable dans toutes les fourchettes de coûts retenues.
• Le stockage d'énergie ajoute 37,2 zł/MWh et ne serait rentable que dans une partie des fourchettes (coût de raccordement bas, coût du capital bas, offre moins chère).