Prezzo fisso o mercato del giorno dopo? L'impianto di biogas nel I semestre 2022

Sì, in termini contabili il RDN ha vinto — nel I semestre 2022, un impianto di biogas che vendeva energia elettrica ai prezzi del mercato del giorno dopo ha guadagnato più che con un prezzo fisso. Il prezzo medio del RDN è stato di 660,0 zł/MWh rispetto ai 617,5 zł/MWh del FIT per un nuovo impianto, mentre il funzionamento nelle dodici ore più costose della giornata ha aumentato il ricavo a 779,6 zł/MWh (126% del FIT), e con il funzionamento 3× fino a 833,9 zł/MWh (135% del FIT). È la prima volta nella serie in cui non è necessaria nemmeno la flessibilità per superare il FIT. I prezzi crescenti del gas e dell'energia, e dagli ultimi giorni di febbraio gli effetti della guerra in Ucraina, hanno spinto i prezzi all'ingrosso; la media mensile di giugno è stata di 860,6 zł/MWh.

Richiamo del meccanismo

Le regole di sostegno (artt. 70a–70f della legge sulle FER), gli scenari e le ipotesi del modello sono descritti nella prima analisi della serie. I risultati del semestre precedente sono disponibili nella precedente analisi della serie (II semestre 2021).

Prezzi di riferimento e periodo di sostegno

I regolamenti sui prezzi di riferimento degli anni 2019–2021 riguardavano un singolo anno solare („nel 2019”, „nel 2020”, „nel 2021”), mentre il regolamento per il 2022 non è stato emanato fino a luglio. Nel modello per il I semestre 2022 si adottano gli ultimi valori in vigore (dal 2021: 650 zł/MWh per il biogas agricolo fino a 500 kW, 590 zł/MWh per la fascia 500 kW–1 MW), da cui derivano il FIT di 617,5 zł/MWh e il FIP di 531,0 zł/MWh. Un impianto del 2019, dopo la rivalutazione cumulata (IPC per gli anni 2019–2021: 102,3; 103,4; 105,1), ha un FIT di 686,5 zł/MWh. La modifica è presente anche nella legge: il testo unico pubblicato il 30 giugno 2022 (Dz.U. 2022 poz. 1378) indica all'art. 70f comma 1 il limite del 30 giugno 2047 invece del 30 giugno 2039 dei testi degli anni 2020–2021. Il periodo di sostegno rimane di 15 anni dalla prima vendita. Il testo del 2022 include anche l'art. 70f comma 3: per gli impianti fino a 1 MW alimentati a biogas (incluso quello agricolo) o idroelettrici, per i quali sono stati emessi certificati di origine per almeno 5 anni, il periodo non può superare ulteriori 17 anni a partire dalla prima produzione di energia confermata da un certificato di origine.

Numeri del semestre

Il prezzo „dell'impianto del 2019” corrisponde al 95% del prezzo di riferimento del 2019 (617,5 zł/MWh) dopo la rivalutazione cumulata dell'IPC medio annuo per gli anni 2019–2021 (art. 70e comma 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1).

Le medie mensili hanno oscillato tra 532,3 zł/MWh (febbraio) e 860,6 zł/MWh (giugno). Il mercato supera il FIT a gennaio, marzo, maggio e giugno, mentre a febbraio (532,3 zł/MWh) e aprile (577,4 zł/MWh) scende al di sotto; a febbraio è appena sopra il prezzo FIP (531,0 zł/MWh).

Profilo giornaliero: minimo alle 3:00 (560,5 zł/MWh), massimo alle 19:00 (900,7 zł/MWh). La differenza supera i 340 zł/MWh, quindi il funzionamento 2× aggiunge 119,6 zł/MWh e il 3× fino a 173,9 zł/MWh rispetto al funzionamento continuo.

FIP e saldo positivo nella pratica

Nel FIP, il risultato di 660,0 zł/MWh con funzionamento continuo significa che il produttore riceve solo il ricavo di mercato, poiché il sussidio è pari a zero: le medie mensili del RDN hanno superato i 531,0 zł/MWh, quindi non si è verificato un saldo negativo su base mensile. Si è invece generato un saldo positivo. L'art. 93 comma 11 della legge sulle FER stabilisce che il saldo positivo venga compensato con un eventuale saldo negativo futuro; il comma 12 prevede che quanto non compensato entro la fine del periodo di sostegno venga restituito dal produttore all'operatore di compensazione delle energie rinnovabili. Il produttore nel FIP non riceve quindi un „premio anticipato”: il guadagno dei mesi più costosi rimane sul conto, ma il sostegno nei futuri mesi meno favorevoli sarà ridotto. La tabella presenta una semplificazione: il saldo è calcolato su base mensile, senza riportare il saldo positivo ai periodi successivi. Il FIT non prevede questo meccanismo lato produttore — il venditore paga un importo fisso e si regola con l'operatore autonomamente.

È sufficiente un tetto a doppia membrana

Nel modello, il funzionamento „2×” significa che un gruppo elettrogeno con potenza aumentata a circa 1,0 MW funziona solo nelle 12 ore più costose della giornata, mentre „3×” indica che un gruppo elettrogeno di circa 1,5 MW funziona nelle 8 ore più costose; la stessa energia giornaliera (circa 10,96 MWh) viene quindi prodotta in un tempo più breve, con maggiore potenza. Il biogas proveniente dalla digestione anaerobica fluisce per tutta la giornata (nel modello circa 216 Nm³/h, derivante da una potenza di 0,5 MWel, efficienza elettrica del 40% e contenuto di metano del 53%), quindi il resto della giornata richiede lo stoccaggio nel tetto a doppia membrana. Dal bilancio del gas in questo semestre risulta una capacità media di 2 798 m³ per il funzionamento 2× (95° percentile: 3 629 m³) e 3 772 m³ per il 3× (4 839 m³). Un singolo tetto a doppia membrana con diametro di 26 m ha, secondo la DLG, una capacità di stoccaggio del gas di circa 2 500 m³ (assumiamo questo come ipotesi anche per gli impianti polacchi): in questo semestre soddisfa il fabbisogno del funzionamento 2× nel 37% dei giorni e del 3× nel 4% dei giorni. Due tetti, ovvero 5 000 m³, coprono nel modello tutti i giorni del semestre in entrambe le varianti (il fabbisogno massimo non ha superato i 5 000 m³).

Quanto si può spendere per la flessibilità

Il premio per il funzionamento nelle ore più costose è stato in questo semestre di 119,6 zł/MWh per il 2× e 173,9 zł/MWh per il 3× rispetto al funzionamento continuo. Annualizzato (×2, ipotesi), ciò comporta un surplus annuo di 474 000 zł per il 2× e 690 000 zł per il 3×; diviso per il coefficiente di rata (ammortamento 12 anni, costo del capitale 10% o 6%) si ottiene un budget per il gruppo elettrogeno aggiuntivo e lo stoccaggio del gas nell'ordine di 3 231 000–3 976 000 zł per il 2× e 4 700 000–5 783 000 zł per il 3× (il valore inferiore con un costo del capitale del 10%, quello superiore con il 6%). Le fasce di costo sono ipotesi, non offerte: 500–800 €/kW di potenza aggiuntiva più 20–70 €/m³ di stoccaggio mancante, con un cambio di 4,3 zł/€, che si traduce in 1 101 000–1 810 000 zł per il 2× e 2 259 000–3 823 000 zł per il 3×. La conclusione contabile: entrambe le varianti (2× e 3×) si ripagano entro le fasce di costo ipotizzate. Lo stesso vantaggio derivante dal profilo dei prezzi si verifica nel FIP e nel RDN puro, poiché dipende dal mercato e non dal sostegno; il FIT non lo offre, poiché paga lo stesso importo per ogni ora.

Terza opzione: accumulo di energia

Un accumulo da 0,5 MW / 1 MWh, un ciclo al giorno, efficienza dell'85%, aggiunge 33,1 zł/MWh al funzionamento continuo (ricavo di 693,1 zł/MWh). La media delle differenze giornaliere tra il prezzo medio delle due ore più costose e delle due ore più economiche è di 507,2 zł/MWh. Il surplus annuo ammonta a 131 000 zł; con un ammortamento di 15 anni, una manutenzione pari al 2,5% degli investimenti annui e una degradazione media della capacità del 2% annuo (ipotesi), consente di spendere per l'accumulo 720 000–881 000 zł, ovvero 720–881 zł per kWh di capacità. Le fasce di costo ipotizzate per il sistema sono di 1 500–2 500 zł/kWh, mentre il collegamento aggiuntivo costa 50 000–400 000 zł — queste sono ipotesi, poiché non esistono prezzi certi per la Polonia su questa scala. Sottraendo il costo del collegamento (50 000–400 000 zł) dal budget con un costo del capitale del 6%, il costo ammissibile del sistema risulta tra 481 e 831 zł/kWh; l'accumulo non sarebbe conveniente con le ipotesi di costo adottate. Il modello non considera le tariffe di distribuzione per il prelievo, l'onere di capacità e il mercato di bilanciamento, quindi il risultato è piuttosto ottimistico.

Conclusioni per questo semestre

• Il RDN (660,0 zł/MWh) ha superato il FIT di 42,5 zł/MWh; con il funzionamento 2× il vantaggio aumenta a 162,1 zł/MWh.
• Per il produttore nel FIP, il sussidio scompare, ma il saldo positivo viene compensato con eventuali saldi negativi futuri, quindi il risultato della tabella è una semplificazione.
• La flessibilità apporta 119,6–173,9 zł/MWh: il budget per il gruppo elettrogeno e lo stoccaggio del gas (3 231 000–3 976 000 zł per il 2×) copre le fasce di costo (1 101 000–1 810 000 zł).
• Questo singolo semestre non è sufficiente per una decisione su 15 anni; gli alti prezzi sono stati causati dalla crisi del mercato energetico.