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

Non solo il RDN, ma il FIP con lavoro 2× per la prima volta dal 2022 ha superato il FIT. Nel II semestre 2024, il prezzo medio del RDN è stato di 456,5 zł/MWh (55% del FIT di 828,4 zł/MWh). Il lavoro 2× aumenta il ricavo a 599,1 zł/MWh (72% del FIT), mentre il lavoro 3× lo porta a 667,6 zł/MWh (81% del FIT), il che significa un divario rispetto al FIT di 229,3 zł/MWh con 2× e di 160,8 zł/MWh con 3×. Il FIP con lavoro 2× raggiunge gli 856,0 zł/MWh, con lavoro 3× — 924,8 zł/MWh, pari quindi al 103% e al 112% del FIT. Il semestre si conclude con una modifica normativa che, per gli impianti da 0,5 MW, cambia una regola importante.

Richiamo del meccanismo

Le regole di sostegno (art. 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 2024).

Novella del 27 novembre 2024

La legge del 27 novembre 2024 (Dz.U. 2024 poz. 1847) è entrata in vigore in questa parte il 28 dicembre 2024 e modifica due elementi rilevanti per gli impianti di biogas. In primo luogo, nell'art. 70a la soglia di 500 kW è stata sostituita con una soglia di 200 kW: gli impianti inferiori a 200 kW rimangono nel FIT, mentre da 200 kW a 1 MW beneficiano del FIP. Un impianto da 0,5 MW rientrava nella classe FIP prima della modifica e vi rimane anche dopo. Le disposizioni transitorie (art. 18–21 della legge di novella) prevedono per le dichiarazioni esistenti di impianti tra 200 e 500 kW periodi transitori, dipendenti tra l'altro dalla data del certificato e della prima produzione. In secondo luogo, nell'art. 93 comma 4–5 è stata modificata la regola dei prezzi negativi: fino al 27 dicembre 2024, l'energia delle ore con prezzo inferiore a zero veniva esclusa dal calcolo solo se i prezzi negativi duravano almeno sei ore consecutive; dal 28 dicembre viene esclusa l'energia di ogni ora con prezzo negativo. Nel semestre sono state registrate 132 ore con prezzo negativo e, con la nuova regola, sono stati interessati solo gli ultimi quattro giorni. I prezzi di riferimento rimangono quelli del decreto dell'8 novembre 2023 (FIT 828,4 zł/MWh = 95% di 872 zł, FIP 713,7 zł/MWh = 90% di 793 zł; il FIP con lavoro continuo, 707,4 zł/MWh, è inferiore al prezzo fisso perché l'energia delle ore negative è esclusa dal calcolo); un impianto del 2019 ha, dopo la rivalutazione, 874,9 zł/MWh.

Numeri del semestre

Il prezzo "impianto del 2019" corrisponde al 95% del prezzo di riferimento del 2019 (617,5 zł/MWh) dopo la rivalutazione cumulativa dell'IPC medio annuo per gli anni 2019–2023 (art. 70e comma 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4).

Il FIT nella tabella corrisponde al 95% del prezzo di riferimento per la classe "fino a 500 kW". Dal 28.12.2024 possono beneficiare del 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 sono stabili (406,5–522,9 zł/MWh), e novembre (522,9 zł/MWh) è il mese più caro. L'esclusione delle ore negative aumenta il ricavo del RDN da 456,5 a 471,9 zł/MWh.

La variazione giornaliera è la più alta dal II semestre 2022: da 309,1 zł/MWh alle 12:00 a 788,7 zł/MWh alle 19:00. Pertanto, il premio per il lavoro 2× (142,6 zł/MWh) e 3× (211,1 zł/MWh) è più che doppio rispetto al semestre precedente (68,6 e 96,6 zł/MWh).

FIP + flessibilità è il nuovo FIT

Il FIP con lavoro 2× (856,0 zł/MWh) rappresenta il 103% del FIT, ma è necessario confrontare onestamente due prezzi diversi: il FIP è il 90% del prezzo per la fascia 500 kW–1 MW (713,7 zł/MWh), mentre il FIT è il 95% del prezzo per la fascia fino a 500 kW (828,4 zł/MWh). Il guadagno deriva da due fonti: il contributo al prezzo fisso e il premio derivante dal profilo dei prezzi (prezzo medio catturato 599,1 zł/MWh rispetto alla media di 456,5 zł/MWh). Tuttavia, il contributo dipende dal saldo: un saldo positivo dei mesi precedenti (art. 93 comma 11) riduce quello negativo. Il produttore deve inoltre investire in un generatore aggiuntivo e in un serbatoio per il gas, cosa che il FIT non richiede.

È sufficiente un tetto a doppia membrana

Nel modello, il lavoro "2×" significa che un generatore con potenza aumentata a circa 1,0 MW funziona solo nelle 12 ore più care della giornata, mentre "3×" significa che un generatore da circa 1,5 MW funziona nelle 8 ore più care; 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 2 696 m³ per 2× (95° percentile: 3 629 m³) e 3 669 m³ per 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 copre il fabbisogno di 2× nel 47% dei giorni e il fabbisogno di 3× nel 2% 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 spendere per la flessibilità

Il premio per il lavoro nelle ore più care è stato in questo semestre di 142,6 zł/MWh per 2× e di 211,1 zł/MWh per 3× rispetto al lavoro continuo. Annualizzato (×2, ipotesi), ciò si traduce in un surplus annuo di 575 000 zł per 2× e di 851 000 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 il serbatoio del gas nell'ordine di 3 919 000–4 823 000 zł per 2× e di 5 799 000–7 136 000 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 capacità di stoccaggio mancante, con un tasso di cambio di 4,3 zł/€, il che si traduce in 1 092 000–1 779 000 zł per 2× e 2 251 000–3 792 000 zł per 3×. La 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 sia nel FIP che nel RDN puro (nel FIP può essere leggermente maggiore, poiché il lavoro 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 al lavoro continuo 48,3 zł/MWh (ricavo 504,8 zł/MWh). La media delle differenze giornaliere tra il prezzo medio delle due ore più care e delle due ore più economiche della giornata è di 659,5 zł/MWh. Il surplus annuo ammonta a 195 000 zł; con un'ammortizzazione di 15 anni, una manutenzione del 2,5% degli investimenti annui e una degradazione media della capacità del 2% annuo (ipotesi), è possibile spendere per l'accumulo 1 070 000–1 309 000 zł, ovvero 1 070–1 309 zł per kWh di capacità. Le fasce di costo ipotizzate per il sistema sono di 800–1 500 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 costo del collegamento (50 000–400 000 zł) dal budget con un costo del capitale del 6%, il costo ammissibile del sistema risulta tra 909 e 1 259 zł/kWh; l'accumulo si ripagherebbe solo in parte delle fasce di costo (basso costo del 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: 599,1–667,6 zł/MWh corrispondono al 72%–81% del FIT, con un divario di 160,8–229,3 zł/MWh.
• FIP + flessibilità: 856,0–924,8 zł/MWh, ovvero il 103%–112% del FIT; il sostegno più il lavoro serale eguagliano il prezzo fisso.
• La nuova regola delle ore negative (dal 28.12.2024) esclude il sostegno per l'energia di ogni ora con prezzo negativo, quindi il lavoro continuo è meno conveniente rispetto a prima.
• Generatore aggiuntivo e serbatoio del gas: entrambe le varianti (2× e 3×) si ripagano entro le fasce di costo ipotizzate; l'accumulo di energia si ripagherebbe solo in parte delle fasce di costo (basso costo del collegamento, basso costo del capitale, offerta più economica).