¿Precio fijo o RDN? La planta de biogás en el primer semestre de 2021

No — en el primer semestre de 2021, el precio fijo seguía siendo más del doble de lo que una planta de biogás podía obtener en el RDN. El precio medio del mercado del día siguiente fue de 283,2 €/MWh, mientras que el FIT para una nueva instalación por debajo de 500 kW fue de 617,5 €/MWh. Operar en las horas más caras del techo de doble membrana proporciona 311,8 €/MWh (2×) y 321,1 €/MWh (3×), es decir, el 50 % y el 52 % del precio fijo, respectivamente. El mejor resultado sin precio fijo es el FIP con flexibilidad: 559,6 €/MWh. El mercado muestra un claro crecimiento respecto al semestre anterior, pero la distancia sigue siendo grande.

Recordatorio del mecanismo

Las reglas de apoyo (art. 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 2020).

Precios de referencia y revalorización en 2021

El reglamento para 2021 (Dz.U. 2021 poz. 722, de 16 de abril de 2021) mantuvo los precios de referencia para la energía eléctrica: 650 €/MWh para biogás agrícola hasta 500 kW, 590 €/MWh para el tramo de 500 kW–1 MW y 470 €/MWh para «otro biogás». De ahí el FIT de 617,5 €/MWh (95 % de 650 €, clase inferior a 500 kW) y el FIP de 531,0 €/MWh (90 % de 590 €, clase 500 kW–1 MW). El reglamento se publicó el 19 de abril de 2021, es decir, durante el semestre, pero los valores para el biogás son los mismos que en el reglamento de 2020 (Dz.U. 2020 poz. 798), por lo que el resultado no depende de esta fecha. Para instalaciones con cogeneración de alta eficiencia, el reglamento establece un precio de referencia más alto de 760 €/MWh, lo que se traduce en un FIT de 722,0 €/MWh. Esto es significativo: una planta de biogás con cogeneración puede obtener un precio fijo unos 100 €/MWh más alto, y esta cantidad es independiente del mercado.

Una instalación que presentó su declaración en 2019 tiene el precio de 2019 revalorizado por inflación. Tras considerar los índices medios anuales de precios al consumo de 2019 (102,3) y 2020 (103,4), su FIT asciende a 653,2 €/MWh (617,5 × 1,023 × 1,034), y el FIP a 561,7 €/MWh. Por tanto, una instalación más antigua es unos 36 €/MWh mejor que una nueva — la revalorización actúa en dirección ascendente mientras la inflación sea positiva.

Cifras del semestre

El precio de la «instalación de 2019» corresponde al 95 % del precio de referencia de 2019 (617,5 €/MWh) tras la revalorización acumulada por el IPC medio anual de los años 2019–2020 (art. 70e apartado 3; GUS: 102,3; 103,4).

La media mensual aumenta de 248,8 €/MWh en enero a 343,1 €/MWh en junio. Esto supone un incremento de más de un tercio en seis meses, pero incluso la media de junio representa algo más de la mitad del precio FIT. No hubo horas con precios negativos.

El perfil diario presenta un mínimo claro durante la noche (3:00: 238,2 €/MWh) y un pico vespertino (19:00: 327,4 €/MWh). La operación en modo 2× sitúa la producción en las horas más caras de esta curva, pero en términos absolutos solo supone 28,6 €/MWh más que la operación continua.

¿Es suficiente el techo de doble membrana?

En el modelo, la operación «2×» implica que un grupo electrógeno con una potencia aumentada a aproximadamente 1,0 MW funciona solo durante las 12 horas más caras del día, y la operación «3×» significa que un grupo electrógeno de unos 1,5 MW funciona durante 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 procedente 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 2 771 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y 3 518 m³ para 3× (4 839 m³). Un único techo de doble membrana con un diámetro de 26 m tiene, según DLG, una capacidad de almacenamiento 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 43 % de los días y la demanda de 3× en el 5 % 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 operar en horas caras asciende en este semestre a 28,6 €/MWh para 2× y 37,9 €/MWh para 3× respecto a la operación continua. Al anualizar (×2, supuesto), esto genera un excedente anual de 114 000 € para 2× y 150 000 € para 3×; dividido por el coeficiente de cuota (amortización a 12 años, coste de capital del 10 % o 6 %), esto da un presupuesto para el grupo electrógeno adicional y el almacenamiento de gas del orden de 774 000–952 000 € para 2× y 1 023 000–1 259 000 € para 3× (el valor inferior corresponde a un coste de capital del 10 %, y el superior, al 6 %). Los rangos de costes son supuestos, no ofertas: 500–800 €/kW de potencia adicional más 20–70 €/m³ de almacenamiento faltante, con un tipo de cambio de 4,3 €/zł, lo que da 1 098 000–1 802 000 € para 2× y 2 238 000–3 747 000 € para 3×. Conclusión contable: ninguna de las dos variantes (2× y 3×) resulta rentable ni siquiera en el límite inferior de los rangos de costes. Esta misma ventaja del perfil de precios se da en el FIP y en el RDN puro, ya que proviene del mercado, no del apoyo; el FIT no la ofrece, porque 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 %, añade 5,4 €/MWh a la operación continua (ingreso de 288,6 €/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 109,7 €/MWh. El excedente anual asciende a 21 000 €; 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 117 000 y 143 000 €, es decir, 117–143 € por kWh de capacidad. Los rangos de coste del sistema asumidos son de 1 500–2 500 €/kWh, y la conexión adicional cuesta entre 50 000 y 400 000 € — son supuestos, ya que no hay precios consolidados en Polonia para esta escala. Tras restar la conexión (50 000–400 000 €) del presupuesto con un coste de capital del 6 %, el coste admisible del sistema oscila entre -257 y 93 €/kWh; el almacenamiento no sería rentable con los supuestos de costes adoptados. 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

• El RDN en operación 2× (311,8 €/MWh) representa el 50 % del FIT; la diferencia es de 305,7 €/MWh en contra del mercado.
• Para un productor con cogeneración, el FIT es aún más alto (722,0 €/MWh), por lo que la distancia con el RDN aumenta.
• FIP + 2× (559,6 €/MWh) equivale al 91 % del FIT: el apoyo más la flexibilidad sigue siendo la única opción que se acerca al precio fijo.
• El grupo electrógeno adicional y el almacenamiento de gas no resultan rentables ni siquiera en el límite inferior de los rangos de costes; el almacenamiento de energía no cambia el panorama (5,4 €/MWh adicionales).