Prix fixe ou RDN ? L'unité de méthanisation au second semestre 2022

Oui, au second semestre 2022, le marché s’est avéré plus avantageux que le prix fixe — et ce de manière significative. Le prix moyen RDN s’est établi à 903,4 zł/MWh, tandis que le FIT pour une nouvelle déclaration était de 745,8 zł/MWh, ce qui signifie que le marché le dépassait de 157,6 zł/MWh en fonctionnement continu. Un fonctionnement en mode 2× génère 1 088,2 zł/MWh (146 % du FIT), et en mode 3×, 1 177,9 zł/MWh (158 % du FIT). En août, la moyenne mensuelle a atteint 1 269,8 zł/MWh. Comme au semestre précédent, pour surpasser le FIT, il n’est pas nécessaire de disposer d’un toit à double membrane, mais l’avantage observé ici est jusqu’à présent le plus important de la série.

Rappel du mécanisme

Les règles de soutien (articles 70a à 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 (premier semestre 2022).

Prix de référence et mesures exceptionnelles

Le règlement du 31 octobre 2022 (Dz.U. 2022 poz. 2247, entré en vigueur le 5 novembre 2022) a relevé le prix de référence pour le biogaz agricole jusqu’à 500 kW à 785 zł/MWh, et pour la tranche de 500 kW à 1 MW à 715 zł/MWh ; nous les avons commentés dans l’analyse des prix de référence des énergies renouvelables 2022. Pour une nouvelle déclaration, cela donne un FIT de 745,8 zł/MWh et un FIP de 643,5 zł/MWh ; pour le biogaz « autre », le FIT s’élève à 541,5 zł/MWh. Une installation de 2019, après revalorisation, bénéficie d’un FIT de 686,5 zł/MWh. Le règlement n’est entré en vigueur que le 5 novembre, mais pour l’ensemble du semestre, le modèle applique ces prix par simplification : de juillet au début novembre 2022, il n’y avait pas de nouveau règlement, et au premier semestre, le modèle retenait les valeurs de 2021 (FIT à 617,5 zł/MWh). Le texte consolidé de juin de la loi précise que la période de soutien prend fin au plus tard le 30 juin 2047.

Parallèlement, la loi sur les mesures exceptionnelles du 27 octobre 2022 (Dz.U. 2022 poz. 2243) a introduit une contribution au Fonds pour les revenus excédentaires des producteurs, applicable pour la période du 1er décembre 2022 au 31 décembre 2023. Pour les unités de méthanisation, il est important de noter que l’article 21, paragraphe 1, point 10, exclut le biogaz et le biogaz agricole de cette contribution, et l’article 22, point 1, exclut les installations d’une puissance jusqu’à 1 MW. Une unité de méthanisation agricole de 0,5 MW n’était donc pas soumise à cette contribution.

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 2019–2021 (art. 70e, paragraphe 3 ; GUS : 102,3 ; 103,4 ; 105,1).

La moyenne mensuelle chute de 1 269,8 zł/MWh en août à 645,6 zł/MWh en octobre. Même le mois le plus bas du semestre dépasse le prix FIP de 643,5 zł/MWh.

La moyenne horaire varie de 724,5 zł/MWh à 3 h 00 à 1 318,3 zł/MWh à 20 h 00. Le pic du soir signifie que le fonctionnement en mode 2× et 3× ajoute respectivement 184,8 et 274,5 zł/MWh par rapport au fonctionnement continu ; il s’agit de la prime la plus élevée observée jusqu’à présent dans la série.

FIP, solde positif et piège de la simplification

En FIP, le résultat de 903,4 zł/MWh en fonctionnement continu est égal au prix moyen RDN, car la prime est nulle : la moyenne mensuelle RDN a dépassé 643,5 zł/MWh chaque mois. Cela ne signifie pas que le producteur « a profité de la crise sans conséquences ». Le solde positif ne disparaît pas : conformément à l’article 93, paragraphe 11, il est imputé sur un futur solde négatif, et conformément au paragraphe 12, ce qui n’est pas imputé d’ici la fin de la période de soutien est restitué à l’opérateur de compensation des énergies renouvelables. Si les prix descendent en dessous du prix fixe, les primes seront réduites du solde de 2022. Pour un producteur en FIT, ce problème n’existe pas, mais il ne bénéficie pas non plus de la hausse du marché.

Un toit à double membrane suffit-il ?

Dans le modèle, le 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 2 769 m³ pour le mode 2× (95e percentile : 3 629 m³) et de 3 829 m³ pour le mode 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 du mode 2× pour 45 % des jours, et ceux du mode 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, pour ce semestre, à 184,8 zł/MWh pour le mode 2× et à 274,5 zł/MWh pour le mode 3× par rapport au fonctionnement continu. Annualisée (×2, hypothèse), cela génère un surplus annuel de 746 000 zł pour le mode 2× et de 1 107 000 zł pour le mode 3× ; divisée 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 5 080 000 à 6 251 000 zł pour le mode 2× et de 7 544 000 à 9 282 000 zł pour le mode 3× (la valeur la plus basse correspond à un coût du capital de 10 %, la plus élevée à 6 %). Les fourchettes de coûts sont des hypothèses, non des offres : 500 à 800 €/kW de puissance supplémentaire plus 20 à 70 €/m³ de stockage manquant, avec un taux de change de 4,3 zł/€, ce qui donne 1 098 000 à 1 801 000 zł pour le mode 2× et 2 264 000 à 3 840 000 zł pour le mode 3×. Conclusion comptable : les deux variantes (2× et 3×) sont rentables dans l’ensemble des fourchettes de coûts retenues. Le même avantage lié au profil des prix s’applique en FIP et en RDN pur, car il découle du marché, et non du soutien ; le FIT ne l’offre pas, puisqu’il paie le même montant pour chaque heure.

Troisième option : stockage d’énergie

Un stockage de 0,5 MW / 1 MWh, avec un cycle par jour et un rendement de 85 %, ajoute 50,4 zł/MWh au fonctionnement continu (revenu de 953,8 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 759,7 zł/MWh. Le surplus annuel s’élève à 204 000 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 1 119 000 et 1 368 000 zł, soit 1 119 à 1 368 zł par kWh de capacité. Les fourchettes de coûts retenues pour le système sont de 1 500 à 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 à 400 000 zł) du budget avec un coût du capital de 6 %, le coût admissible du système s’élève à 968 à 1 318 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, donc le résultat est plutôt optimiste.

Conclusions pour ce semestre

• Le RDN (903,4 zł/MWh) a dépassé le FIT (745,8 zł/MWh), et le fonctionnement en mode 3× (1 177,9 zł/MWh) a généré 158 % du FIT.
• La prime pour la flexibilité (184,8 à 274,5 zł/MWh) couvre en un an les coûts de la puissance supplémentaire et du stockage de gaz avec une large marge : la variante 2× est rentable dans l’ensemble des fourchettes de coûts retenues.
• Le solde positif du FIP de 2022 réduira les futures primes, donc le résultat exceptionnel est en partie un « emprunt » sur les années à venir.
• Le stockage d’énergie ajoute 50,4 zł/MWh, soit le montant le plus élevé observé jusqu’à présent dans la série, mais il ne serait pas rentable avec les hypothèses de coûts retenues.