¿Precio fijo o RDN? La planta de biogás en el primer semestre de 2024

No, en el primer semestre de 2024, la brecha entre el RDN y el precio fijo fue la mayor en zlotys desde el inicio de la serie. El precio medio del RDN fue de 372,0 zł/MWh, mientras que el FIT para una nueva declaración alcanzó los 828,4 zł/MWh, por lo que el mercado representó solo el 45 % del precio fijo. La operación 2× genera 440,6 zł/MWh (53 % del FIT), y la operación 3×, 468,6 zł/MWh (57 % del FIT). El FIP con flexibilidad es el más cercano al FIT: 782,3 zł/MWh con 2× (94 % del FIT) y 810,3 zł/MWh con 3× (98 % del FIT). Conclusión común: con el RDN solo, el techo de doble membrana acorta la distancia, pero no la cierra.

Recordatorio del mecanismo

Los principios 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 anterior de la serie (segundo semestre de 2023)].

Precios fijos en 2024

Están vigentes los precios de referencia del reglamento del 8 de noviembre de 2023 (Dz.U. 2023 poz. 2440): 872 zł/MWh para biogás agrícola hasta 500 kW y 793 zł/MWh para el tramo de 500 kW–1 MW. Esto da un FIT de 828,4 zł/MWh y un FIP de 713,7 zł/MWh para nuevas declaraciones; para «otro biogás» hasta 500 kW, el FIT es de 600,4 zł/MWh, y para cogeneración (WSK) agrícola, de 973,8 zł/MWh. Una instalación de 2019, tras la actualización (índice para 2023: 111,4), tiene un FIT de 874,9 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 2019–2023 (art. 70e apartado 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4).

Los promedios mensuales forman una curva en U: 408,2 zł/MWh en enero, 324,4 zł/MWh en marzo (mínimo) y 455,3 zł/MWh en junio. Marzo representa solo el 39 % del precio del FIT. En el semestre se registraron 65 horas con precios negativos; excluirlas aumenta el ingreso del RDN de 372,0 a 378,3 zł/MWh.

Este es el primer semestre de la serie en el que el perfil diario no presenta un mínimo nocturno. La hora más barata es las 12:00 (286,6 zł/MWh), mientras que los precios más altos se registran por la tarde: 20:00 (514,2 zł/MWh). Este patrón coincide con el aumento de la producción fotovoltaica durante el día. Para las plantas de biogás, esto significa que las ventanas de operación 2× y 3× se desplazan al pico matutino y vespertino, mientras que las horas del mediodía se convierten en tiempo de almacenamiento de gas. La prima por flexibilidad asciende a 68,6 zł/MWh para 2× y 96,6 zł/MWh para 3×.

Por qué el FIP + flexibilidad está más cerca del FIT

En el FIP, el productor vende energía en el mercado y recibe un complemento hasta el precio fijo, calculado sobre el promedio diario del RDN. El aumento del rango de precios dentro del día incrementa, por tanto, el beneficio del productor flexible sin reducir el complemento. En el primer semestre de 2024, el FIP con operación continua genera 710,7 zł/MWh (86 % del FIT; ligeramente por debajo del precio fijo del FIP de 713,7 zł/MWh, ya que la energía de las horas negativas, regidas por la regla de las seis horas consecutivas, no recibe apoyo), mientras que con operación 2× alcanza los 782,3 zł/MWh. Los saldos positivos de los meses de crisis de 2022 podrían haberse utilizado ya para compensar saldos negativos posteriores; el modelo no lo rastrea. El riesgo legal también afecta a la ampliación de potencia: superar los umbrales de potencia puede cambiar la clase de la instalación y el precio de referencia, lo que requiere aclaración con el Presidente de la URE antes de la inversión.

¿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 en las 12 horas más caras del día, y la operación «3×», que un grupo de aproximadamente 1,5 MW funciona en las 8 horas más caras; por tanto, la misma energía diaria (aproximadamente 10,96 MWh) se genera en menos tiempo, con mayor potencia. El biogás de la fermentación fluye durante todo el día (en el modelo, aproximadamente 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. Según el balance de gas en este semestre, la capacidad media necesaria es de 2 693 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y 3 639 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 aproximadamente 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 operar en las horas más caras asciende en este semestre a 68,6 zł/MWh para 2× y 96,6 zł/MWh para 3× en comparación con la operación continua. Anualizado (×2, supuesto), esto genera un excedente anual de 274 000 zł para 2× y 385 000 zł para 3×; dividido por el coeficiente de cuota (amortización a 12 años, coste de capital del 10 % o 6 %), da un presupuesto para el grupo electrógeno adicional y el almacenamiento de gas del orden de 1 865 000–2 294 000 zł para 2× y 2 625 000–3 230 000 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 de almacenamiento faltante, con un tipo de cambio de 4,3 zł/€, lo que da 1 092 000–1 778 000 zł para 2× y 2 248 000–3 783 000 zł para 3×. Conclusión contable: la variante 2× se amortiza en todo el rango de costes asumido, mientras que la variante 3× solo se amortiza en la parte inferior del rango de costes y con un coste de capital más bajo. Este mismo beneficio del perfil de precios se da en el FIP y en el RDN puro (en el FIP puede ser algo mayor, ya que la operación flexible evita las horas excluidas del cálculo), ya que proviene del mercado, no del apoyo; el FIT no lo ofrece, pues 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 19,6 zł/MWh a la operación continua (ingreso de 391,6 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 296,4 zł/MWh. El excedente anual asciende a 78 000 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 430 000 y 526 000 zł, es decir, 430–526 zł por kWh de capacidad. Los rangos de coste asumidos para el sistema son de 800–1 500 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 126 y 476 zł/kWh; el almacenamiento no sería rentable con los supuestos de costes adoptados. El modelo omite las tarifas de distribución por consumo, la tarifa de capacidad y el mercado de balance, por lo que el resultado es más bien optimista.

Conclusiones para este semestre

• El RDN (372,0 zł/MWh) y el RDN con flexibilidad (440,6–468,6 zł/MWh) no se acercan al FIT (828,4 zł/MWh): la brecha es de 359,8–387,8 zł/MWh.
• El valle de precios al mediodía y el pico vespertino hacen que el horario de operación 2×/3× sea más valioso que las horas nocturnas baratas.
• Grupo electrógeno adicional y almacenamiento de gas: la variante 2× se amortiza en todo el rango de costes asumido, mientras que la variante 3× solo lo hace en la parte inferior del rango y con un coste de capital más bajo.
• El almacenamiento de energía (19,6 zł/MWh) aún no sería rentable con los supuestos de costes adoptados; la caída de los precios de las baterías podría cambiar esto en los próximos años.