Prezzo fisso o RDN? L'impianto di biogas nel II semestre 2020

No — nel secondo semestre del 2020, un impianto di biogas che vendeva energia ai prezzi RDN guadagnava diverse volte meno rispetto a uno con prezzo fisso. Il prezzo medio del mercato del giorno successivo in Polonia è stato di 236,6 zł/MWh, mentre il prezzo fisso FIT per un nuovo impianto sotto i 500 kW era di 617,5 zł/MWh. Un tetto a doppia membrana e la produzione nelle ore più costose aumentano il ricavo da RDN a 264,4 zł/MWh (2×) e 272,0 zł/MWh (3×), ovvero al 43% e 44% del FIT. L'unica configurazione che si avvicina è il sostegno FIP combinato con flessibilità: 558,7 zł/MWh. Questa è la prima analisi di una serie semestrale; ogni successiva risponde alla stessa domanda con i dati del semestre successivo.

Chi può beneficiare del FIT e del FIP

Un errore comune è pensare che il prezzo fisso spetti esclusivamente agli impianti di biogas agricoli. L'art. 70a comma 1 della legge sulle FER (testo unico Dz.U. 2020 pos. 261) elenca ai punti 1–6: biogas agricolo, biogas da discarica, biogas da impianti di depurazione, biogas diverso dai precedenti, energia idroelettrica e biomassa. I requisiti sono diversi: l'impianto deve avere un sistema separato di apparecchiature per l'immissione di potenza, il produttore deve essere un'impresa energetica e il combustibile deve essere esclusivamente uno di quelli elencati. Un impianto che utilizza "altro biogas" beneficia dello stesso sistema, ma con un prezzo di riferimento inferiore: nel 2020, 470 zł/MWh invece di 650 zł/MWh, il che si traduce in un FIT di 446,5 zł/MWh.

Fino a 500 kW (impianto piccolo o micro) si applica il FIT: il venditore obbligato o l'entità scelta acquista l'energia inutilizzata a un prezzo fisso. Da 500 kW in su funziona il FIP: il produttore vende l'energia sul mercato e lo Stato — tramite l'operatore di compensazione dell'energia rinnovabile — paga la differenza rispetto al prezzo fisso. Il prezzo è pari al 95% (FIT) o al 90% (FIP) del prezzo di riferimento del regolamento alla data di presentazione della dichiarazione, è rivalutato in base all'inflazione media annuale e ridotto di eventuali aiuti all'investimento. Il diritto dura 15 anni dalla prima vendita, non oltre il 30 giugno 2039, ed è necessario un certificato del Presidente dell'URE (art. 70b comma 8). Lo scenario "solo RDN" riguarda un impianto al di fuori del sistema di sostegno: dopo la scadenza del diritto, per scelta del produttore o al di fuori dei criteri.

Come calcoliamo

Il modello riguarda un impianto da 0,5 MWel che opera 8000 ore all'anno, ovvero circa 10,96 MWh al giorno. Tutti gli scenari producono la stessa energia giornaliera, poiché la produzione di gas è costante. I prezzi orari RDN provengono da energy-charts.info (licenza CC BY 4.0), convertiti al tasso di cambio NBP del giorno di consegna. Un impianto da 0,5 MW si trova al limite delle classi: il FIT viene calcolato secondo il prezzo per la classe sotto i 500 kW (punto di riferimento), mentre il FIP secondo il prezzo per la classe 500 kW – 1 MW, a cui appartiene un impianto con potenza esattamente di 0,5 MW. Confrontiamo: FIT, FIP con produzione continua, RDN con produzione continua, RDN con produzione 2× e 3×, RDN con accumulo di energia e FIP con flessibilità. Ipotesi: conoscenza dei prezzi D-1 nella scelta delle ore, assenza di costi di bilanciamento, margine del commerciante, oneri di distribuzione e consumo del motore all'avvio. Abbiamo omesso gli aiuti all'investimento, quindi i prezzi FIT sono una stima massima. L'RDN nel modello rappresenta i prezzi day-ahead per la Polonia da energy-charts.info (CC BY 4.0, Bundesnetzagentur | SMARD.de) convertiti al tasso di cambio NBP; nel calcolo FIP, la legge fa riferimento ai prezzi medi ponderati per volume della TGE, quindi il risultato è approssimativo.

Numeri del semestre

Il prezzo "impianto del 2019" corrisponde al 95% del prezzo di riferimento del 2019 (617,5 zł/MWh) dopo la rivalutazione cumulata dell'IPC medio annuale per il 2019 (art. 70e comma 3; GUS: 102,3).

La media mensile aumenta da 218,1 zł/MWh a luglio a 253,5 zł/MWh a dicembre, ma per tutto il periodo rimane sotto la metà del prezzo fisso. Nel semestre non c'è stata neanche un'ora con prezzo sotto zero.

Il profilo giornaliero mostra cosa offre la flessibilità: il prezzo più basso si registra alle 3:00 (191,0 zł/MWh), il più alto alle 19:00 (267,0 zł/MWh). La differenza è modesta, quindi lo spostamento della produzione aggiunge solo 27,8 zł/MWh (2×) o 35,4 zł/MWh (3×).

FIP e saldo positivo

Nel FIP, il produttore presenta una relazione mensile e una richiesta di copertura del saldo negativo: la differenza tra il prezzo fisso e il prezzo medio giornaliero RDN (media aritmetica di 24 prezzi orari, art. 93 comma 2). È importante notare che il riferimento è la media giornaliera, non il prezzo dell'ora di produzione, quindi il produttore che opera nelle ore più costose mantiene l'intero premio del profilo. Quando il saldo è positivo, cioè il mercato supera il prezzo fisso, non c'è sostegno e il saldo positivo non viene perso: l'art. 93 comma 11 prevede che venga compensato con futuri saldi negativi, e ciò che non viene compensato entro la fine del periodo di sostegno, il produttore lo restituisce all'operatore di compensazione (comma 12). Nel 2020 è solo teoria — il mercato era ben al di sotto del prezzo fisso — ma quando i prezzi di mercato supereranno il prezzo fisso, questa disposizione diventerà rilevante.

È sufficiente un tetto a doppia membrana

Nel modello, la produzione "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×" significa 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 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 viene stoccato nel tetto a doppia membrana. Dal bilancio del gas in questo semestre risulta una capacità media di 3 045 m³ per 2× (95° percentile: 3 629 m³) e 3 852 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 copre il fabbisogno di 2× nel 17% delle giornate e il fabbisogno di 3× nel 4% delle giornate. Due tetti, ovvero 5000 m³, coprono nel modello tutte le giornate del semestre in entrambe le varianti (il fabbisogno massimo non ha superato i 5000 m³).

Quanto si può spendere per la flessibilità

Il premio per la produzione nelle ore più costose è stato in questo semestre di 27,8 zł/MWh per 2× e 35,4 zł/MWh per 3× rispetto alla produzione continua. Annualizzato (×2, ipotesi), ciò si traduce in un surplus annuale di 112 000 zł per 2× e 143 000 zł per 3×; diviso per il coefficiente di rata (ammortamento 12 anni, costo del capitale 10% o 6%) dà un budget per il gruppo elettrogeno aggiuntivo e lo stoccaggio del gas nell'ordine di 762 000–938 000 zł per 2× e 972 000–1 196 000 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, al tasso di cambio di 4,3 zł/€, il che si traduce in 1 122 000–1 884 000 zł per 2× e 2 266 000–3 847 000 zł 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 puro RDN, 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 5,4 zł/MWh alla produzione continua (ricavo 242,0 zł/MWh). La media delle differenze giornaliere tra il prezzo medio delle due ore più costose e delle due più economiche della giornata è di 102,2 zł/MWh. Il surplus annuale è di 22 000 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 119 000–146 000 zł, ovvero 119–146 zł per kWh di capacità. Le fasce di costo ipotizzate per il sistema sono di 1 500–2 500 zł/kWh, e il collegamento aggiuntivo costa 50 000–400 000 zł — queste sono ipotesi, poiché non esistono prezzi certi polacchi per questa scala. Sottraendo il collegamento (50 000–400 000 zł) dal budget con un costo del capitale del 6%, il costo ammissibile del sistema risulta tra -254 e 96 zł/kWh; l'accumulo non sarebbe redditizio con le ipotesi di costo adottate. Il modello omette gli oneri 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 prezzo fisso era 2,6 volte superiore al prezzo medio RDN; il tetto a doppia membrana riduce questa differenza solo di 27,8–35,4 zł/MWh.
• Il FIP con flessibilità (558,7 zł/MWh) è l'alternativa più vicina al FIT, poiché beneficia ancora del sostegno.
• Un impianto senza sostegno non coprirà i costi di un gruppo elettrogeno aggiuntivo: il budget è di 762 000–938 000 zł rispetto a costi di 1 122 000–1 884 000 zł.
• L'accumulo di energia, con una differenza di prezzo così contenuta (102,2 zł/MWh), è un'aggiunta di scarsa rilevanza.