Prezzo fisso o RDN? L'impianto di biogas nel I semestre 2021

No — nel I semestre 2021, il prezzo fisso è rimasto oltre il doppio di quanto un impianto di biogas potesse ottenere sul mercato RDN. Il prezzo medio del mercato del giorno successivo è stato di 283,2 €/MWh, mentre il FIT per un nuovo impianto sotto i 500 kW è stato di 617,5 €/MWh. L'operatività nelle ore più costose del tetto a doppia membrana offre 311,8 €/MWh (2×) e 321,1 €/MWh (3×), ovvero il 50% e il 52% del prezzo fisso. Il miglior risultato senza prezzo fisso è il FIP con flessibilità: 559,6 €/MWh. Il mercato è chiaramente in crescita rispetto al semestre precedente, ma il divario rimane ampio.

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 (semestre II 2020).

Prezzi di riferimento e rivalutazione nel 2021

Il decreto per il 2021 (Dz.U. 2021 poz. 722, del 16 aprile 2021) ha mantenuto i prezzi di riferimento per l'energia elettrica: 650 €/MWh per il biogas agricolo fino a 500 kW, 590 €/MWh per la fascia 500 kW–1 MW e 470 €/MWh per il "biogas di altro tipo". Da qui derivano il FIT di 617,5 €/MWh (95% di 650 €, classe sotto i 500 kW) e il FIP di 531,0 €/MWh (90% di 590 €, classe 500 kW–1 MW). Il decreto è stato pubblicato il 19 aprile 2021, cioè durante il semestre, ma i valori per il biogas sono gli stessi del decreto per il 2020 (Dz.U. 2020 poz. 798), quindi il risultato non dipende da questa data. Per gli impianti con cogenerazione ad alta efficienza, il decreto indica un prezzo di riferimento più alto di 760 €/MWh, che si traduce in un FIT di 722,0 €/MWh. Questo è rilevante: un impianto di biogas a cogenerazione può ottenere un prezzo fisso più alto di circa 100 €/MWh, e questa somma è indipendente dal mercato.

Un impianto che ha presentato la dichiarazione nel 2019 ha un prezzo del 2019 rivalutato per l'inflazione. Considerando gli indici medi annuali dei prezzi al consumo per il 2019 (102,3) e il 2020 (103,4), il suo FIT ammonta a 653,2 €/MWh (617,5 × 1,023 × 1,034), mentre il FIP è di 561,7 €/MWh. Un impianto più vecchio è quindi migliore di circa 36 €/MWh rispetto a uno nuovo — la rivalutazione agisce in direzione di un aumento finché l'inflazione è positiva.

Numeri del semestre

Il prezzo "impianto del 2019" corrisponde al 95% del prezzo di riferimento del 2019 (617,5 €/MWh) dopo la rivalutazione cumulata con l'IPC medio annuale per gli anni 2019–2020 (art. 70e comma 3; GUS: 102,3; 103,4).

La media mensile aumenta da 248,8 €/MWh a gennaio a 343,1 €/MWh a giugno. Si tratta di un incremento di oltre un terzo in sei mesi, ma anche la media di giugno rappresenta poco più della metà del prezzo FIT. Non ci sono state ore con prezzi negativi.

Il profilo giornaliero presenta un chiaro minimo notturno (ore 3:00: 238,2 €/MWh) e un picco serale (ore 19:00: 327,4 €/MWh). L'operatività 2× concentra la produzione nelle ore più costose di questa curva, ma in valori assoluti ciò significa solo 28,6 €/MWh in più rispetto all'operatività continua.

È sufficiente il tetto a doppia membrana

Nel modello, l'operatività "2×" significa che un generatore con potenza aumentata a circa 1,0 MW funziona solo nelle 12 ore più costose della giornata, mentre "3×" indica che un generatore di circa 1,5 MW opera 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 l'accumulo nel tetto a doppia membrana. Dal bilancio del gas in questo semestre risulta una capacità media di 2 771 m³ per 2× (95° percentile: 3 629 m³) e di 3 518 m³ per 3× (4 839 m³). Un singolo tetto a doppia membrana con diametro di 26 m ha, secondo la DLG, una capacità di accumulo di circa 2 500 m³ (assumiamo questo come ipotesi anche per gli impianti polacchi): in questo semestre soddisfa il fabbisogno di 2× nel 43% dei giorni e il fabbisogno di 3× nel 5% 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 investire nella flessibilità

Il premio per l'operatività nelle ore più costose è stato in questo semestre di 28,6 €/MWh per 2× e di 37,9 €/MWh per 3× rispetto all'operatività continua. Annualizzando (×2, ipotesi), si ottiene un surplus annuo di 114 000 € per 2× e di 150 000 € per 3×; dividendo per il coefficiente di rata (ammortamento 12 anni, costo del capitale 10% o 6%) si ottiene un budget per il generatore aggiuntivo e l'accumulo di gas nell'ordine di 774 000–952 000 € per 2× e di 1 023 000–1 259 000 € per 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 accumulo mancante, con un cambio di 4,3 €/zł, che si traduce in 1 098 000–1 802 000 € per 2× e 2 238 000–3 747 000 € per 3×. Conclusione contabile: entrambe le varianti (2× e 3×) non si ripagano nemmeno al limite inferiore delle fasce di costo. 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 5,4 €/MWh all'operatività continua (ricavo di 288,6 €/MWh). La media delle differenze giornaliere tra il prezzo medio delle due ore più costose e delle due ore più economiche della giornata è di 109,7 €/MWh. Il surplus annuo ammonta a 21 000 €; con un'ammortamento di 15 anni, una manutenzione del 2,5% degli investimenti annui e una degradazione media della capacità del 2% annuo (ipotesi), consente di spendere per l'accumulo 117 000–143 000 €, ovvero 117–143 € per kWh di capacità. Le fasce di costo ipotizzate per il sistema sono di 1 500–2 500 €/kWh, mentre il collegamento aggiuntivo costa 50 000–400 000 € — queste sono ipotesi, poiché non esistono prezzi certi polacchi per questa scala. Sottraendo il collegamento (50 000–400 000 €) dal budget con un costo del capitale del 6%, il costo ammissibile del sistema risulta tra -257 e 93 €/kWh; l'accumulo non sarebbe redditizio con le ipotesi di costo adottate. Il modello non considera le tariffe di distribuzione per il prelievo, il contributo di capacità e il mercato di bilanciamento, quindi il risultato è piuttosto ottimistico.

Conclusioni per questo semestre

• L'RDN con operatività 2× (311,8 €/MWh) rappresenta il 50% del FIT; la differenza è di 305,7 €/MWh a sfavore del mercato.
• Per un produttore con cogenerazione, il FIT è ancora più alto (722,0 €/MWh), quindi il divario rispetto all'RDN aumenta.
• FIP + 2× (559,6 €/MWh) equivale al 91% del FIT: il sostegno più la flessibilità rimane l'unica opzione che si avvicina al prezzo fisso.
• Il generatore aggiuntivo e l'accumulo di gas non si ripagano nemmeno al limite inferiore delle fasce di costo; l'accumulo di energia non cambia il quadro (5,4 €/MWh in più).