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

Sì, in parte — nel II semestre 2021, per la prima volta in questa serie, un impianto di biogas con tetto a doppia membrana che vendeva energia elettrica secondo l'RDN ha eguagliato il prezzo fisso. Con un funzionamento continuo, l'RDN ha fruttato 511,8 zł/MWh (83% del FIT di 617,5 zł/MWh), ma operando nelle 8 ore più costose della giornata (3×) ha reso 627,0 zł/MWh, ovvero il 102% del FIT, mentre nella variante 2× 598,3 zł/MWh (97% del FIT). Il FIP con funzionamento 2× ha raggiunto 670,4 zł/MWh (con funzionamento 3× — 699,1 zł/MWh). Tra le cause dell'aumento dei prezzi all'ingrosso vi erano, tra l'altro, il gas più costoso e i diritti di emissione di CO₂, con una media mensile di dicembre che ha toccato 828,7 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 (I semestre 2021).

I 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 2019–2020 (art. 70e comma 3; GUS: 102,3; 103,4).

Il mercato è cresciuto a un ritmo mai visto in nessuno dei semestri precedenti: da 375,9 zł/MWh a luglio a 828,7 zł/MWh a dicembre, più che raddoppiando. A dicembre, la media ha superato non solo il FIT, ma anche il prezzo fisso per gli impianti del 2019 (653,2 zł/MWh). In questa serie non si registrano ancora ore con prezzi negativi.

Il profilo giornaliero è ora molto più ampio: da 384,4 zł/MWh alle 3:00 a 643,2 zł/MWh alle 19:00. Il valore della flessibilità aumenta con il livello dei prezzi: il premio per il funzionamento 2× è di 86,5 zł/MWh, mentre per il 3× è di 115,2 zł/MWh — oltre tre volte di più rispetto a un anno prima (27,8 e 35,4 zł/MWh nel II semestre 2020).

FIP, FIT e saldo positivo

La differenza tra FIT e FIP inizia qui ad avere un significato pratico. Il FIT paga un importo fisso indipendentemente dal mercato, quindi l'aumento dei prezzi va a beneficio del fornitore obbligato, non del produttore. Nel FIP, il produttore vende l'energia sul mercato e riceve un'integrazione solo quando il prezzo medio giornaliero RDN è inferiore al prezzo fisso. Quando è superiore, non c'è integrazione e si genera un saldo positivo. L'art. 93 comma 11 della legge sulle FER impone di compensarlo con futuri saldi negativi, mentre l'art. 93 comma 12 prevede la restituzione all'operatore di bilanciamento delle energie rinnovabili di quanto non compensato entro la fine del periodo di sostegno. Effetto pratico: gli alti prezzi di dicembre 2021 (media di 828,7 zł/MWh rispetto ai 531,0 zł/MWh del prezzo FIP) generano un saldo positivo che ridurrà le future integrazioni. Il prezzo fisso FIP è di 531,0 zł/MWh, mentre il FIP con funzionamento continuo nella tabella (583,9 zł/MWh) è più alto perché nei mesi in cui il mercato superava il prezzo fisso, il produttore mantiene il prezzo di mercato. Il modello calcola il saldo mensilmente e non lo riporta ai periodi successivi, quindi il FIP nella tabella rappresenta una stima massima per il produttore che nei mesi successivi beneficerebbe delle integrazioni.

È sufficiente un tetto a doppia membrana

Nel modello, il funzionamento «2×» significa che un generatore con potenza aumentata a circa 1,0 MW opera 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 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 dedicato all'accumulo nel tetto a doppia membrana. Dal bilancio del gas in questo semestre risulta una capacità media di 2 871 m³ per 2× (95° percentile: 3 629 m³) e 3 829 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, copre il fabbisogno di 2× nel 31% delle giornate e il fabbisogno di 3× nel 2% delle giornate. Due tetti, ovvero 5 000 m³, coprono nel modello tutte le giornate 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 86,5 zł/MWh per 2× e 115,2 zł/MWh per 3× rispetto al funzionamento continuo. Annualizzato (×2, ipotesi), ciò si traduce in un surplus annuo di 349.000 zł per 2× e 465.000 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 l'accumulo di gas nell'ordine di 2.377.000–2.925.000 zł per 2× e 3.166.000–3.895.000 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 accumulo mancante, con un cambio di 4,3 zł/€, che si traduce in 1.107.000–1.832.000 zł per 2× e 2.264.000–3.840.000 zł per 3×. Conclusione contabile: la variante 2× si ripaga in tutte le fasce di costo ipotizzate, mentre 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 sia nel FIP che 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 20,2 zł/MWh al funzionamento continuo (ricavo di 532,0 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 325,5 zł/MWh. Il surplus annuo ammonta a 82.000 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 448.000–548.000 zł, ovvero 448–548 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 — si tratta di ipotesi, poiché mancano 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 è compreso tra 148 e 498 zł/kWh; l'accumulo non si ripagherebbe con le ipotesi di costo adottate. Il modello omette 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

• Con il funzionamento continuo, l'RDN (511,8 zł/MWh) è ancora inferiore al FIT di 105,7 zł/MWh; solo il funzionamento 3× (627,0 zł/MWh) supera i 617,5 zł/MWh.
• Il guadagno derivante dalla flessibilità è aumentato a 86,5–115,2 zł/MWh, quindi il budget per il generatore e l'accumulo di gas è di 2.377.000–2.925.000 zł per 2× con costi di 1.107.000–1.832.000 zł: la variante 2× si ripaga in tutte le fasce di costo ipotizzate.
• Il FIP mantiene un vantaggio rispetto al RDN puro, ma il saldo positivo dei mesi più costosi ridurrà le future integrazioni.
• L'accumulo di energia (532,0 zł/MWh) inizia ad apparire più sensato con una differenza di prezzo di 325,5 zł/MWh, ma non si ripagherebbe ancora con le ipotesi di costo adottate.