Prezzo fisso o RDN? L'impianto di biogas agricolo nel I semestre 2024

No, nel I semestre 2024 il divario tra RDN e prezzo fisso è stato il più ampio in złoty dall’inizio della serie. Il prezzo medio RDN è stato di 372,0 zł/MWh, mentre il FIT per una nuova dichiarazione era di 828,4 zł/MWh, pertanto il mercato rappresentava solo il 45% del prezzo fisso. La modalità 2× genera 440,6 zł/MWh (53% del FIT), la modalità 3× 468,6 zł/MWh (57% del FIT). Il più vicino al FIT è il FIP con flessibilità: 782,3 zł/MWh con 2× (94% del FIT) e 810,3 zł/MWh con 3× (98% del FIT). Conclusione comune: con il solo RDN, il tetto a doppia membrana riduce la distanza, ma non la colma.

Promemoria 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 2023).

Prezzi fissi nel 2024

Si applicano i prezzi di riferimento del decreto dell’8 novembre 2023 (Dz.U. 2023 poz. 2440): 872 zł/MWh per il biogas agricolo fino a 500 kW e 793 zł/MWh per la fascia 500 kW–1 MW. Ciò determina un FIT di 828,4 zł/MWh e un FIP di 713,7 zł/MWh per le nuove dichiarazioni; per il "biogas diverso" fino a 500 kW il FIT è di 600,4 zł/MWh, mentre per la cogenerazione (CHP) agricola è di 973,8 zł/MWh. Un impianto del 2019, dopo la rivalutazione (indice per il 2023: 111,4), ha un FIT di 874,9 zł/MWh.

Dati 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 2019–2023 (art. 70e comma 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4).

I prezzi medi mensili seguono un andamento a U: 408,2 zł/MWh a gennaio, 324,4 zł/MWh a marzo (minimo), 455,3 zł/MWh a giugno. Marzo rappresenta solo il 39% del prezzo FIT. Nel semestre si sono verificate 65 ore con prezzo negativo; escludendole, il ricavo da RDN aumenta da 372,0 a 378,3 zł/MWh.

Questo è il primo semestre della serie in cui il profilo giornaliero non presenta un minimo notturno. L’ora più economica è alle 12:00 (286,6 zł/MWh), mentre i prezzi più alti si registrano la sera: alle 20:00 (514,2 zł/MWh). Questo andamento è coerente con l’aumento della produzione fotovoltaica durante il giorno. Per l’impianto di biogas agricolo, ciò significa che le finestre di funzionamento 2× e 3× si spostano verso il picco mattutino e serale, mentre le ore pomeridiane diventano il momento di stoccaggio del gas. Il premio per la flessibilità è di 68,6 zł/MWh per la modalità 2× e di 96,6 zł/MWh per la modalità 3×.

Perché FIP + flessibilità si avvicina al FIT

Nel FIP, il produttore vende energia sul mercato e riceve un’integrazione fino al prezzo fisso, calcolata sulla media giornaliera del RDN. L’aumento della dispersione dei prezzi all’interno della giornata incrementa quindi il guadagno del produttore flessibile senza ridurre l’integrazione. Nel I semestre 2024, il FIP con funzionamento continuo genera 710,7 zł/MWh (86% del FIT; leggermente al di sotto del prezzo fisso FIP di 713,7 zł/MWh, poiché l’energia delle ore negative, soggetta alla regola delle sei ore consecutive, non è supportata), mentre con la modalità 2× raggiunge 782,3 zł/MWh. I saldi positivi dei mesi critici del 2022 potrebbero essere già stati utilizzati per compensare i saldi negativi successivi; il modello non ne tiene traccia. Il rischio legale riguarda anche l’ampliamento della potenza: il superamento delle soglie di potenza può modificare la classe dell’impianto e il prezzo di riferimento, il che richiede chiarimenti con il Presidente dell’URE prima dell’investimento.

È sufficiente un tetto a doppia membrana

Nel modello, la modalità "2×" significa che un gruppo elettrogeno con potenza aumentata a circa 1,0 MW funziona solo nelle 12 ore più costose della giornata, mentre la modalità "3×" prevede che un gruppo elettrogeno di circa 1,5 MW funzioni 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 è dedicato allo stoccaggio nel tetto a doppia membrana. Dal bilancio del gas in questo semestre risulta una capacità media di 2 693 m³ per la modalità 2× (95° percentile: 3 629 m³) e di 3 639 m³ per la modalità 3× (4 839 m³). Un singolo tetto a doppia membrana con diametro di 26 m ha, secondo 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 della modalità 2× nel 45% dei giorni e della modalità 3× nel 3% 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 il funzionamento nelle ore più costose è stato, in questo semestre, di 68,6 zł/MWh per la modalità 2× e di 96,6 zł/MWh per la modalità 3× rispetto al funzionamento continuo. Annualizzato (×2, ipotesi), ciò genera un surplus annuo di 274 000 zł per la modalità 2× e di 385 000 zł per la modalità 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 1 865 000–2 294 000 zł per la modalità 2× e di 2 625 000–3 230 000 zł per la modalità 3× (valore inferiore con costo del capitale al 10%, superiore al 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/€, il che si traduce in 1 092 000–1 778 000 zł per la modalità 2× e 2 248 000–3 783 000 zł per la modalità 3×. Conclusione contabile: la variante 2× si ripaga in tutte le fasce di costo ipotizzate, la variante 3× si ripaga solo nella parte inferiore delle fasce di costo e con un costo del capitale più basso. Lo stesso vantaggio derivante dal profilo dei prezzi si verifica nel FIP e nel RDN puro (nel FIP può essere leggermente maggiore, poiché la modalità flessibile evita le ore escluse dal calcolo), poiché deriva 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 19,6 zł/MWh al funzionamento continuo (ricavo: 391,6 zł/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 296,4 zł/MWh. Il surplus annuo è di 78 000 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 430 000–526 000 zł, ovvero 430–526 zł per kWh di capacità. Le fasce di costo ipotizzate per il sistema sono di 800–1 500 zł/kWh, mentre il collegamento aggiuntivo costa 50 000–400 000 zł – queste sono ipotesi, poiché non esistono prezzi certi per la Polonia in questa scala. Sottraendo il collegamento (50 000–400 000 zł) dal budget con un costo del capitale del 6%, il costo ammissibile del sistema varia da 126 a 476 zł/kWh; l’accumulo non si ripagherebbe 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 (372,0 zł/MWh) e il RDN con flessibilità (440,6–468,6 zł/MWh) non si avvicinano al FIT (828,4 zł/MWh): il divario è di 359,8–387,8 zł/MWh.
• La valle dei prezzi a mezzogiorno e il picco serale rendono il programma di funzionamento 2×/3× più vantaggioso rispetto alle ore notturne economiche.
• Gruppo elettrogeno aggiuntivo e stoccaggio del gas: la variante 2× si ripaga in tutte le fasce di costo ipotizzate, la variante 3× si ripaga solo nella parte inferiore delle fasce di costo e con un costo del capitale più basso.
• L’accumulo di energia (19,6 zł/MWh) non si ripagherebbe ancora con le ipotesi di costo adottate; il calo dei prezzi delle batterie potrebbe cambiare la situazione nei prossimi anni.