Prezzo fisso o RDN? L'impianto di biogas agricolo nel II semestre 2023

No, nel II semestre 2023 il mercato è stato nuovamente ben al di sotto del prezzo fisso. Il prezzo medio RDN è stato di 451,0 zł/MWh (60% del FIT di 745,8 zł/MWh), mentre a dicembre solo 347,1 zł/MWh. L'operatività 2× genera 536,8 zł/MWh (72% del FIT), l'operatività 3× 570,7 zł/MWh (77% del FIT). Il FIP con operatività 3× raggiunge 763,2 zł/MWh e supera il FIT di 745,8 zł/MWh valido per le dichiarazioni presentate prima del 10 novembre, ma nello stesso periodo le nuove dichiarazioni ottengono un prezzo di riferimento più alto, quindi l'asticella si alza. La portata del divario — 209,0 zł/MWh con 2× — significa che il solo tetto a doppia membrana non è sufficiente perché l'RDN raggiunga il livello del FIT.

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 2023).

Nuovi prezzi di riferimento dal 10 novembre 2023

Il decreto dell'8 novembre 2023 (Dz.U. 2023 poz. 2440), pubblicato il 9 novembre, è in vigore dal 10 novembre 2023. Per l'energia elettrica da biogas agricolo fino a 500 kW indica 872 zł/MWh, per la fascia 500 kW–1 MW 793 zł/MWh, mentre per altro biogas fino a 500 kW 632 zł/MWh (approfondimento: ceny referencyjne OZE 2023). Per le dichiarazioni presentate dal 10 novembre, ciò comporta un FIT di 828,4 zł/MWh e un FIP di 713,7 zł/MWh. Nella tabella del semestre, il FIT è di 745,8 zł/MWh, poiché riguarda le dichiarazioni precedenti alla modifica. Un impianto del 2019 ha, dopo la rivalutazione, 785,3 zł/MWh. La detrazione prevista dalla legge sulle misure straordinarie è stata in vigore fino al 31 dicembre 2023, ma non ha interessato gli impianti di biogas agricolo fino a 1 MW.

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 2019–2022 (art. 70e comma 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4).

Il prezzo medio mensile scende da 514,8 zł/MWh a luglio a 347,1 zł/MWh a dicembre, e il livello di dicembre rappresenta solo il 47% del prezzo FIT. Si sono verificate 38 ore con prezzo negativo; secondo l'art. 93 comma 5, l'energia delle ore con prezzo negativo è esclusa dalla rendicontazione FIP solo in presenza di almeno sei ore consecutive di questo tipo. Se il produttore spegnesse autonomamente l'aggregato nelle ore con prezzo negativo, il ricavo da RDN aumenterebbe da 451,0 a 455,2 zł/MWh.

Profilo giornaliero: minimo alle 2:00 (358,4 zł/MWh), massimo alle 19:00 (612,9 zł/MWh). Il premio per l'operatività 2× è di 85,8 zł/MWh, per la 3× di 119,7 zł/MWh.

Flessibilità nel FIP rispetto alla flessibilità senza sostegno

Lo stesso aggregato aggiuntivo offre nel FIP e nel puro RDN un premio simile (per 2× 88,7 zł/MWh nel FIP e 85,8 zł/MWh nell'RDN; nel FIP l'orario flessibile evita anche le ore escluse dalla rendicontazione), ma nel FIP si basa su un livello più alto: 639,5 zł/MWh con operatività continua contro 451,0 zł/MWh senza sostegno. La differenza di 188,5 zł/MWh corrisponde approssimativamente al contributo al prezzo fisso FIP (90% del prezzo di riferimento), calcolato sulla media giornaliera RDN e rendicontato mensilmente. Dal punto di vista dell'art. 93 della legge sulle FER, il produttore in FIP che opera nelle ore serali continua a rendicontare rispetto alla media giornaliera, mantenendo così l'intero beneficio delle ore di picco. Se nei mesi precedenti si è creato un saldo positivo (art. 93 comma 11), i contributi saranno ridotti fino al suo esaurimento.

È sufficiente un tetto a doppia membrana

Nel modello, l'operatività «2×» significa che un aggregato con potenza aumentata a circa 1,0 MW funziona solo nelle 12 ore più costose della giornata, mentre «3×» indica che un aggregato 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 l'accumulo nel tetto a doppia membrana. Dal bilancio del gas in questo semestre risulta una capacità media di 2 764 m³ per 2× (95° percentile: 3 629 m³) e 3 823 m³ per 3× (4 839 m³). Un singolo tetto a doppia membrana con diametro di 26 m ha, secondo 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 40% 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 investire nella flessibilità

Il premio per l'operatività nelle ore più costose è stato in questo semestre di 85,8 zł/MWh per 2× e 119,7 zł/MWh per 3× rispetto all'operatività continua. Annualizzato (×2, ipotesi), ciò genera un surplus annuo di 346 000 zł per 2× e 483 000 zł per 3×; diviso per il coefficiente di rata (ammortamento 12 anni, costo del capitale 10% o 6%) si ottiene un budget per l'aggregato aggiuntivo e l'accumulo di gas nell'ordine di 2 356 000–2 899 000 zł per 2× e 3 289 000–4 047 000 zł per 3× (il valore inferiore con costo del capitale al 10%, quello superiore al 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/€, il che si traduce in 1 098 000–1 800 000 zł per 2× e 2 264 000–3 838 000 zł per 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 beneficio dal profilo dei prezzi si verifica nel FIP e nel puro RDN (nel FIP può essere leggermente maggiore, poiché l'operatività flessibile evita le ore escluse dalla rendicontazione), 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 21,4 zł/MWh all'operatività continua (ricavo di 472,4 zł/MWh). La media delle differenze giornaliere tra il prezzo medio delle due ore più costose e delle due più economiche è di 329,1 zł/MWh. Il surplus annuo è di 86 000 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 474 000–579 000 zł, ovvero 474–579 zł per kWh di capacità. Le fasce di costo ipotizzate per il sistema sono di 1 200–2 000 zł/kWh, mentre il collegamento aggiuntivo costa 50 000–400 000 zł — sono 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 179 e 529 zł/kWh; l'accumulo non si ripagherebbe con le ipotesi di costo adottate. 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

• L'RDN con flessibilità (536,8–570,7 zł/MWh) raggiunge il 72%–77% del FIT; il divario è di 175,1–209,0 zł/MWh.
• Il FIP + 3× (763,2 zł/MWh) supera il FIT per le dichiarazioni precedenti a novembre, ma è inferiore al FIT di 828,4 zł/MWh per le dichiarazioni presentate dal 10 novembre.
• L'ampliamento con un aggregato aggiuntivo e accumulo di 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 aggiunge 21,4 zł/MWh e non si ripagherebbe con le ipotesi di costo adottate.