¿Precio fijo o RDN? La planta de biogás en el primer semestre de 2025

En el RDN no, pero el FIP con flexibilidad sí. En el primer semestre de 2025, el precio medio del RDN fue de 427,5 zł/MWh (52 % del FIT de 828,4 zł/MWh), el funcionamiento 2× arroja 559,1 zł/MWh (67 % del FIT) y el 3×, 607,0 zł/MWh (73 % del FIT). El FIP con funcionamiento 2× alcanza 845,3 zł/MWh y con 3×, 893,2 zł/MWh, es decir, el 102 % y el 108 % del FIT, respectivamente. En el primer semestre completo tras el cambio normativo, el mercado registró 251 horas con precio negativo, la cifra más alta de toda la serie.

Recordatorio del mecanismo

Los principios de apoyo (artículos 70a–70f de la Ley de Energías Renovables), escenarios y supuestos del modelo se describen en el primer análisis de la serie. Los resultados del semestre anterior pueden consultarse en el análisis previo de la serie (segundo semestre de 2024).

Precios negativos: la regla en la práctica

A partir del 28 de diciembre de 2024, el artículo 93, apartado 4, de la Ley de Energías Renovables resta de la cantidad de energía sujeta a liquidación FIP la energía generada en cada hora en la que el precio del RDN sea inferior a 0 zł/MWh (anteriormente, se requerían al menos seis horas consecutivas). Por tanto, el productor en régimen FIP sufre una doble pérdida: vende la energía a precio negativo y no recibe prima por esa energía. El modelo asume que la planta de biogás detiene el motor en dichas horas (el gas se dirige al techo) y no genera energía. El efecto: el ingreso por MWh con parada es de 458,4 zł/MWh frente a 427,5 zł/MWh en funcionamiento continuo, es decir, +30,9 zł/MWh. Una planta de biogás con techo de doble membrana tiene aquí ventaja: el gas de las horas negativas puede quemarse en las horas caras. El FIT (para instalaciones menores de 200 kW) no presenta este problema, ya que el vendedor está obligado a pagar un precio fijo independientemente del mercado.

Los precios de referencia se mantienen según el reglamento del 8 de noviembre de 2023: FIT de 828,4 zł/MWh y FIP de 713,7 zł/MWh; una instalación de 2019, tras la actualización (índice para 2024: 103,6), tiene un FIT de 906,4 zł/MWh.

Cifras del semestre

El precio de la «instalación de 2019» corresponde al 95 % del precio de referencia de 2019 (617,5 zł/MWh) tras la actualización acumulada del IPC medio anual para los años 2019–2024 (artículo 70e, apartado 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4; 103,6).

El FIT en la tabla corresponde al 95 % del precio de referencia para la clase «hasta 500 kW». Desde el 28.12.2024, del FIT pueden beneficiarse instalaciones menores de 200 kW, por lo que para una instalación de 0,5 MW este es el punto de referencia, y el apoyo disponible sigue siendo el FIP (clase 200 kW – 1 MW).

Las medias mensuales descienden de 559,0 zł/MWh en febrero a 347,6 zł/MWh en junio. En primavera se produce el descenso más acusado: abril con 366,8 zł/MWh y junio con 347,6 zł/MWh.

El perfil diario presenta un valle claro al mediodía (12:00: 210,2 zł/MWh) y un pico a las 20:00 (697,9 zł/MWh), con una diferencia de 487,7 zł/MWh. La prima por funcionamiento 2× (131,6 zł/MWh) y 3× (179,5 zł/MWh) es el mayor componente de la ventaja de FIP + flexibilidad.

De dónde proviene el resultado de FIP + 2×

El resultado de 845,3 zł/MWh se compone del precio capturado (559,1 zł/MWh) y la prima hasta el precio fijo del FIP (286,2 zł/MWh de media), calculada sobre la media diaria del RDN, por lo que es independiente de las horas en las que funcione el grupo electrógeno. Se omiten, además, las ayudas a la inversión, que podrían reducir los precios fijos, así como los costes del grupo electrógeno adicional. El productor tampoco puede asumir que la prima sea ilimitada en el tiempo: su cuantía depende del saldo (artículo 93, apartados 11–12), y el período de apoyo finaliza 15 años después de la primera venta. Una instalación de 2019, tras la actualización acumulada, tiene un precio fijo del FIP de 779,4 zł/MWh (90 % de 590 zł) y un resultado de FIP + 2× de 911,0 zł/MWh, por lo que la declaración antigua sigue siendo más ventajosa.

¿Es suficiente un techo de doble membrana?

En el modelo, el funcionamiento «2×» implica que un grupo electrógeno con una potencia aumentada a aproximadamente 1,0 MW funciona solo en las 12 horas más caras del día, y el «3×», que un grupo de unos 1,5 MW lo hace en las 8 horas más caras; por tanto, la misma energía diaria (unos 10,96 MWh) se genera en menos tiempo, con mayor potencia. El biogás de la fermentación fluye durante todo el día (en el modelo, unos 216 Nm³/h, lo que resulta de una potencia de 0,5 MWel, una eficiencia eléctrica del 40 % y un contenido de metano del 53 %), por lo que el resto del día se destina al almacenamiento en el techo de doble membrana. Del balance de gas en este semestre se deduce una capacidad media de 2 686 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y de 3 503 m³ para 3× (4 839 m³). Según la DLG, un único techo de doble membrana con un diámetro de 26 m tiene una capacidad de gas de unos 2 500 m³ (se asume este supuesto también para las instalaciones polacas): en este semestre, cubre la demanda de 2× en el 45 % de los días y la de 3× en el 3 % de los días. Dos techos, es decir, 5 000 m³, cubren en el modelo todos los días del semestre en ambas variantes (la demanda máxima no superó los 5 000 m³).

Cuánto se puede invertir en flexibilidad

La prima por funcionar en las horas caras es, en este semestre, de 131,6 zł/MWh para 2× y de 179,5 zł/MWh para 3× respecto al funcionamiento continuo. Anualizada (×2, supuesto), esto supone un excedente anual de 522 000 zł para 2× y de 712 000 zł para 3×; dividida por el coeficiente de la cuota (amortización a 12 años, coste de capital del 10 % o 6 %), esto arroja un presupuesto para el grupo electrógeno adicional y el almacenamiento de gas del orden de 3 558 000–4 378 000 zł para 2× y de 4 853 000–5 971 000 zł para 3× (el valor inferior con un coste de capital del 10 %, el superior con un 6 %). Los rangos de costes son supuestos, no ofertas: 500–800 €/kW de potencia adicional más 20–70 €/m³ del almacenamiento faltante, con un tipo de cambio de 4,3 zł/€, lo que da 1 091 000–1 776 000 zł para 2× y 2 236 000–3 742 000 zł para 3×. Conclusión contable: ambas variantes (2× y 3×) se amortizan dentro de los rangos de costes asumidos. Esta misma ventaja del perfil de precios se da en el FIP y en el RDN puro (en el FIP puede ser algo mayor, ya que el funcionamiento flexible evita las horas excluidas de la liquidación), ya que proviene del mercado, no del apoyo; el FIT no la ofrece, puesto que paga lo mismo por cada hora.

Tercera opción: almacenamiento de energía

Un almacenamiento de 0,5 MW / 1 MWh, un ciclo por día, con una eficiencia del 85 %, aporta 42,8 zł/MWh al funcionamiento continuo (ingreso de 470,3 zł/MWh). La media de las diferencias diarias entre el precio medio de las dos horas más caras y las dos más baratas del día es de 580,1 zł/MWh. El excedente anual asciende a 170 000 zł; con una amortización de 15 años, un mantenimiento del 2,5 % de la inversión anual y una degradación media de la capacidad del 2 % anual (supuestos), permite invertir en el almacenamiento entre 932 000 y 1 140 000 zł, es decir, 932–1 140 zł por kWh de capacidad. Los rangos de coste del sistema asumidos son de 600–1 200 zł/kWh, y la conexión adicional, de 50 000–400 000 zł —son supuestos, ya que no hay precios consolidados en Polonia para esta escala—. Tras restar la conexión (50 000–400 000 zł) del presupuesto con un coste de capital del 6 %, el coste admisible del sistema oscila entre 740 y 1 090 zł/kWh; el almacenamiento solo sería rentable en parte de los rangos (bajo coste de conexión, bajo coste de capital, oferta más económica). El modelo omite las tarifas de distribución por consumo, el pago por capacidad y el mercado de balance, por lo que el resultado es más bien optimista.

Conclusiones para este semestre

• Solo con el RDN: 559,1–607,0 zł/MWh representan el 67 %–73 % del FIT; la brecha es de 221,4–269,3 zł/MWh.
• FIP + 2× (845,3 zł/MWh) supera al FIT, pero solo tras la inversión en grupo electrógeno y almacenamiento de gas: la variante 2× se amortiza en todo el rango de costes asumido.
• La regla de cada hora negativa hace que el funcionamiento continuo en las horas centrales de la primavera no sea rentable; detenerlo aumenta el ingreso en 30,9 zł/MWh.
• El almacenamiento de energía aporta 42,8 zł/MWh y solo sería rentable en parte del rango de costes (bajo coste de conexión, bajo coste de capital, oferta más económica).