Prezzo fisso o RDN? L'impianto di biogas nel I semestre 2025

Non direttamente sul RDN, ma il FIP con flessibilità sì. Nel I semestre 2025 il prezzo medio RDN è stato di 427,5 zł/MWh (52% del FIT di 828,4 zł/MWh), l'operatività 2× porta a 559,1 zł/MWh (67% del FIT), l'operatività 3× a 607,0 zł/MWh (73% del FIT). Il FIP con operatività 2× raggiunge 845,3 zł/MWh, con operatività 3× 893,2 zł/MWh, ovvero il 102% e il 108% del FIT. Nel primo semestre completo dopo la modifica normativa, il mercato ha registrato 251 ore con prezzo negativo, il numero più alto dell'intera serie.

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 2024).

Prezzi negativi: la regola in pratica

Dal 28 dicembre 2024, l'art. 93 comma 4 della legge sulle FER sottrae dalla quantità di energia soggetta a compensazione FIP l'energia prodotta in ogni ora in cui il prezzo RDN è inferiore a 0 zł/MWh (in precedenza erano necessarie almeno sei ore consecutive). Il produttore in regime FIP perde quindi doppiamente: vende energia a prezzo negativo e non riceve il sussidio per tale energia. Il modello presuppone che l'impianto di biogas spenga il motore in tali ore (il gas viene inviato al tetto) e non produca energia. L'effetto: il ricavo per MWh con lo spegnimento è di 458,4 zł/MWh rispetto a 427,5 zł/MWh per l'operatività continua, ovvero +30,9 zł/MWh. Un impianto di biogas con tetto a doppia membrana ha qui un vantaggio: il gas delle ore negative può essere bruciato nelle ore più costose. Il FIT (per impianti inferiori a 200 kW) non ha questo problema, poiché il venditore è obbligato a pagare un prezzo fisso indipendentemente dal mercato.

I prezzi di riferimento rimangono quelli del decreto dell'8 novembre 2023: FIT 828,4 zł/MWh e FIP 713,7 zł/MWh; un impianto del 2019 dopo la rivalutazione (indice per il 2024: 103,6) ha un FIT di 906,4 zł/MWh.

Numeri del semestre

Il prezzo "impianto del 2019" è il 95% del prezzo di riferimento del 2019 (617,5 zł/MWh) dopo la rivalutazione cumulata dell'IPC medio annuo per gli anni 2019–2024 (art. 70e comma 3; ISTAT: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4; 103,6).

Il FIT nella tabella è il 95% del prezzo di riferimento per la classe "fino a 500 kW". Dal 28.12.2024 possono accedere al FIT gli impianti inferiori a 200 kW, quindi per un impianto da 0,5 MW questo è il punto di riferimento, mentre il sostegno disponibile rimane il FIP (classe 200 kW – 1 MW).

Le medie mensili scendono da 559,0 zł/MWh a febbraio a 347,6 zł/MWh a giugno. In primavera si verifica il calo più marcato: aprile 366,8 zł/MWh, giugno 347,6 zł/MWh.

Il profilo giornaliero presenta una netta depressione a mezzogiorno (12:00: 210,2 zł/MWh) e un picco alle 20:00 (697,9 zł/MWh) — una differenza di 487,7 zł/MWh. Il premio per l'operatività 2× (131,6 zł/MWh) e 3× (179,5 zł/MWh) è la componente principale del vantaggio FIP + flessibilità.

Da dove deriva il risultato FIP + 2×

Il risultato di 845,3 zł/MWh è composto dal prezzo catturato (559,1 zł/MWh) e dal sussidio al prezzo fisso FIP (in media 286,2 zł/MWh), calcolato sulla media giornaliera RDN, quindi indipendente dalle ore in cui opera il generatore. Si omettono in questo caso gli aiuti all'investimento, che potrebbero ridurre i prezzi fissi, e i costi di un generatore aggiuntivo. Il produttore non può inoltre presumere che il sussidio sia illimitato nel tempo: la sua entità dipende dal saldo (art. 93 commi 11–12), e il periodo di sostegno termina 15 anni dopo la prima vendita. Un impianto del 2019, dopo la rivalutazione cumulata, ha un prezzo fisso FIP di 779,4 zł/MWh (90% di 590 zł) e un risultato FIP + 2× di 911,0 zł/MWh, quindi la vecchia dichiarazione è ancora più vantaggiosa.

È sufficiente un tetto a doppia membrana

Nel modello, l'operatività "2×" significa che un generatore con potenza aumentata a circa 1,0 MW opera solo nelle 12 ore più costose della giornata, mentre "3×" significa che un generatore con potenza 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 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 2 686 m³ per 2× (95° percentile: 3 629 m³) e 3 503 m³ per 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 2500 m³ (assumiamo questo come ipotesi anche per gli impianti polacchi): in questo semestre soddisfa la domanda 2× nel 45% delle giornate e la domanda 3× nel 3% delle giornate. Due tetti, ovvero 5000 m³, coprono nel modello tutte le giornate del semestre in entrambe le varianti (la domanda massima non ha superato i 5000 m³).

Quanto si può spendere per la flessibilità

Il premio per l'operatività nelle ore più costose è stato in questo semestre di 131,6 zł/MWh per 2× e 179,5 zł/MWh per 3× rispetto all'operatività continua. Annualizzato (×2, ipotesi), ciò comporta un surplus annuo di 522 mila zł per 2× e 712 mila zł per 3×; diviso per il coefficiente di rata (ammortamento 12 anni, costo del capitale 10% o 6%) si ottiene un budget per il generatore aggiuntivo e lo stoccaggio del gas nell'ordine di 3 558–4 378 mila zł per 2× e 4 853–5 971 mila zł 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 stoccaggio mancante, con un cambio di 4,3 zł/€, il che comporta 1 091–1 776 mila zł per 2× e 2 236–3 742 mila zł per 3×. 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 (nel FIP può essere leggermente maggiore, poiché l'operatività flessibile evita le ore escluse dalla compensazione), 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 42,8 zł/MWh all'operatività continua (ricavo di 470,3 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 580,1 zł/MWh. Il surplus annuo è di 170 mila zł; 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 932–1 140 mila zł, ovvero 932–1 140 zł per kWh di capacità. Le fasce di costo ipotizzate per il sistema sono 600–1 200 zł/kWh, e il collegamento aggiuntivo 50–400 mila zł — queste sono ipotesi, poiché non esistono prezzi polacchi certi per questa scala. Sottraendo il collegamento (50–400 mila zł) dal budget con un costo del capitale del 6%, il costo ammissibile del sistema è compreso tra 740 e 1 090 zł/kWh; l'accumulo si ripagherebbe solo in parte delle fasce (basso costo di collegamento, basso costo del capitale, offerta più economica). Il modello non considera le tariffe di distribuzione per il prelievo, la tariffa di capacità e il mercato di bilanciamento, quindi il risultato è piuttosto ottimistico.

Conclusioni per questo semestre

• Solo RDN: 559,1–607,0 zł/MWh rappresentano il 67%–73% del FIT; il divario è di 221,4–269,3 zł/MWh.
• FIP + 2× (845,3 zł/MWh) supera il FIT, ma solo dopo investimenti in generatore e stoccaggio del gas: la variante 2× si ripaga entro tutte le fasce di costo ipotizzate.
• La regola di ogni ora negativa rende non redditizia l'operatività continua nelle ore di mezzogiorno primaverili; lo spegnimento aumenta il ricavo di 30,9 zł/MWh.
• L'accumulo di energia aggiunge 42,8 zł/MWh e si ripagherebbe solo in parte delle fasce (basso costo di collegamento, basso costo del capitale, offerta più economica).