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

Quasi parità — non proprio sul RDN, ma il FIP con flessibilità si è avvicinato al prezzo fisso quasi completamente. Nel II semestre 2025 il prezzo medio RDN è stato di 456,3 zł/MWh (55% del FIT di 828,4 zł/MWh), il funzionamento 2× ha raggiunto 564,1 zł/MWh (68% del FIT), e il funzionamento 3× 614,7 zł/MWh (74% del FIT). Il FIP con funzionamento 2× arriva a 821,4 zł/MWh, cioè il 99% del FIT, e con funzionamento 3× a 872,1 zł/MWh (105% del FIT). Il semestre mostra la stagionalità: rispetto all’analisi del I semestre 2025], le ore con prezzo negativo sono state 60 invece di 251.

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 2025)].

Stagionalità e quotazioni trimestrali

I prezzi negativi riguardano principalmente la primavera e l’estate, quando i mezzogiorni soleggiati si combinano con una bassa domanda. Nel semestre autunno-inverno sono più rari, ma il mercato presenta allora prezzi medi più elevati (525,9 zł/MWh a novembre, 492,4 zł/MWh a dicembre). Ne consegue un’osservazione pratica: il bilancio semestrale non è sufficiente per valutare un impianto, poiché la flessibilità genera profitti diversi in primavera e in inverno. A partire da ottobre 2025, i dati di origine di energy-charts.info hanno un intervallo di 15 minuti; nel modello sono stati mediati su base oraria, mentre nel calcolo del FIP la legge fa riferimento alle medie orarie ponderate per volume dei prezzi del mercato del giorno successivo. 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, ha un FIT di 906,4 zł/MWh. Un confronto più ampio dei sistemi di sostegno è disponibile nell’analisi systemy wsparcia biogazowni w Polsce].

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 2019–2024 (art. 70e comma 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4; 103,6).

Il FIT nella tabella corrisponde al 95% del prezzo di riferimento per la classe «fino a 500 kW». Dal 28.12.2024, del FIT possono beneficiare gli impianti di potenza inferiore 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 variano tra 382,0 zł/MWh ad agosto e 525,9 zł/MWh a novembre. Anche il mese più costoso rappresenta solo il 63% del prezzo FIT. Le ore con prezzo negativo (60) sono escluse dal calcolo; il guadagno da questa esclusione è di 6,7 zł/MWh.

Profilo giornaliero: alle 12:00 il prezzo è di 317,2 zł/MWh, alle 19:00 di 724,2 zł/MWh. La differenza di 407,0 zł/MWh comporta un premio per la flessibilità di 107,8 zł/MWh (2×) e 158,4 zł/MWh (3×).

Cosa significa «99% del FIT»

Il FIP con flessibilità (821,4 zł/MWh) equivale al FIT di 828,4 zł/MWh con una differenza di pochi złoty, ma è composto da elementi diversi. Il FIT è un importo fisso, senza rischio di mercato e senza costi aggiuntivi per l’ampliamento. Il FIP + 2× prevede un prezzo fisso inferiore (90% del prezzo di riferimento per la fascia 500 kW–1 MW) più il mercato più un premio derivante dal profilo, ma richiede un generatore aggiuntivo e un accumulo di gas. Il rischio riguarda anche il saldo: un saldo positivo dei mesi con prezzi elevati riduce i contributi nei mesi successivi (art. 93 comma 11 della legge sulle FER), mentre un saldo non bilanciato alla fine del periodo viene restituito all’operatore di compensazione (comma 12). Nel modello, il saldo viene calcolato mensilmente e non viene riportato, quindi il risultato rappresenta una stima massima.

È sufficiente un tetto a doppia membrana

Nel modello, il funzionamento «2×» significa che un generatore con potenza aumentata a circa 1,0 MW funziona solo nelle 12 ore più costose della giornata, mentre «3×» indica che un generatore 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 una potenza maggiore. Il biogas proveniente dalla digestione anaerobica fluisce per tutta la giornata (nel modello circa 216 Nm³/h, derivante da una potenza di 0,5 MWel, un’efficienza elettrica del 40% e un 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 2 698 m³ per 2× (95° percentile: 3 629 m³) e 3 710 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 gas di circa 2 500 m³ (si assume questo valore anche per gli impianti polacchi): in questo semestre copre il fabbisogno di 2× nel 42% dei giorni e il fabbisogno di 3× nel 3% dei giorni. Due tetti, cioè 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 funzionamento nelle ore più costose è stato, in questo semestre, di 107,8 zł/MWh per 2× e 158,4 zł/MWh per 3× rispetto al funzionamento continuo. Annualizzato (×2, ipotesi), ciò comporta un surplus annuo di 434.000 zł per 2× e 639.000 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 2.960.000–3.642.000 zł per 2× e 4.352.000–5.355.000 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/€, il che comporta 1.092.000–1.780.000 zł per 2× e 2.254.000–3.804.000 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 sia nel FIP che nel puro RDN (nel FIP può essere leggermente maggiore, poiché il funzionamento flessibile evita le ore escluse dal calcolo), 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 37,2 zł/MWh al funzionamento continuo (ricavo 493,5 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 524,2 zł/MWh. Il surplus annuo ammonta a 150.000 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), è possibile spendere per l’accumulo 823.000–1.006.000 zł, cioè 823–1.006 zł per kWh di capacità. Le fasce di costo ipotizzate per il sistema sono 600–1.200 zł/kWh, mentre il collegamento aggiuntivo costa 50.000–400.000 zł — si tratta di ipotesi, poiché non esistono prezzi certi per la Polonia 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 di 606–956 zł/kWh; l’accumulo si ripagherebbe solo in parte delle fasce di costo (basso costo di collegamento, basso costo del capitale, offerta più economica). Il modello non considera le tariffe 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 RDN con flessibilità (564,1–614,7 zł/MWh) rappresenta il 68%–74% del FIT; il FIP + 2× (821,4 zł/MWh) è inferiore di 7,0 zł/MWh rispetto al FIT.
• Meno ore con prezzo negativo (60) rispetto alla primavera significa che il vantaggio dell’esclusione si riduce a 6,7 zł/MWh.
• Generatore aggiuntivo e accumulo di gas: la variante 2× si ripaga entro tutte le fasce di costo ipotizzate; la variante 3× si ripaga entro tutte le fasce di costo ipotizzate.
• L’accumulo di energia aggiunge 37,2 zł/MWh e si ripagherebbe solo in parte delle fasce di costo (basso costo di collegamento, basso costo del capitale, offerta più economica).