¿Precio fijo o RDN? La planta de biogás en el segundo semestre de 2020

No — en el segundo semestre de 2020, una planta de biogás que vendía electricidad a precios del RDN obtenía ingresos varias veces inferiores a los de una planta con precio fijo. El precio medio del mercado del día siguiente en Polonia fue de 236,6 zł/MWh, mientras que el precio fijo FIT para una nueva instalación por debajo de 500 kW fue de 617,5 zł/MWh. Un techo de doble membrana y la operación en horas caras aumentan los ingresos del RDN a 264,4 zł/MWh (2×) y 272,0 zł/MWh (3×), es decir, al 43 % y 44 % del FIT. La única configuración que se aproxima es el apoyo FIP combinado con flexibilidad: 558,7 zł/MWh. Este es el primer análisis de una serie semestral; cada uno responde a la misma pregunta con datos del siguiente semestre.

Quién puede beneficiarse del FIT y el FIP

Un error común es suponer que el precio fijo corresponde exclusivamente a las plantas de biogás agrícolas. El artículo 70a, apartado 1 de la Ley de Energías Renovables (texto consolidado Dz.U. 2020, posición 261) enumera en los puntos 1–6: biogás agrícola, biogás de vertedero, biogás de depuradoras de aguas residuales, biogás distinto de los anteriores, energía hidroeléctrica y biomasa. Los requisitos son distintos: la instalación debe contar con un conjunto diferenciado de equipos para la evacuación de potencia, el productor debe ser una empresa energética y el combustible debe ser exclusivamente uno de los mencionados. Una instalación de «otro biogás» se beneficia del mismo sistema, pero con un precio de referencia inferior: en 2020, 470 zł/MWh en lugar de 650 zł/MWh, lo que da un FIT de 446,5 zł/MWh.

Hasta 500 kW (instalación pequeña o micro), se aplica el FIT: el vendedor obligado o el agente elegido compra la energía no utilizada a un precio fijo. A partir de 500 kW, funciona el FIP: el productor vende la energía al mercado, y el Estado —a través del operador de liquidación de energía renovable— abona la diferencia hasta el precio fijo. El precio es el 95 % (FIT) o el 90 % (FIP) del precio de referencia del reglamento en la fecha de presentación de la declaración, se actualiza con la inflación media anual y se reduce por cualquier ayuda a la inversión. El derecho tiene una duración de 15 años desde la primera venta, no más allá del 30 de junio de 2039, y se requiere un certificado del Presidente de la URE (art. 70b, apartado 8). El escenario «solo RDN» corresponde a una instalación fuera del sistema de apoyo: tras la expiración del derecho, por elección del productor o por no cumplir los criterios.

Cómo lo calculamos

El modelo se refiere a una instalación de 0,5 MWel que opera 8000 horas al año, es decir, aproximadamente 10,96 MWh al día. Todos los escenarios generan la misma energía diaria, ya que la producción de gas es constante. Los precios horarios del RDN proceden de energy-charts.info (licencia CC BY 4.0), convertidos según el tipo de cambio del NBP del día de entrega. Una instalación de 0,5 MW se encuentra en el límite de las clases: el FIT se calcula según el precio para la clase inferior a 500 kW (punto de referencia), y el FIP según el precio para la clase de 500 kW – 1 MW, a la que pertenece una instalación de exactamente 0,5 MW. Comparamos: FIT, FIP con operación continua, RDN con operación continua, RDN con operación 2× y 3×, RDN con almacenamiento de energía y FIP con flexibilidad. Supuestos: conocimiento de los precios D-1 al elegir las horas, ausencia de costes de equilibrio, margen del comercializador, tarifas de distribución y consumo del motor en los arranques. Se omitió la ayuda a la inversión, por lo que los precios del FIT son una estimación al alza. El RDN en el modelo corresponde a los precios day-ahead para Polonia de energy-charts.info (CC BY 4.0, Bundesnetzagentur | SMARD.de) convertidos según el tipo de cambio del NBP; en la liquidación del FIP, la ley se refiere a los precios medios ponderados por volumen de la TGE, por lo que el resultado es una aproximación.

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 con el IPC medio anual de 2019 (art. 70e, apartado 3; GUS: 102,3).

El precio medio mensual aumenta de 218,1 zł/MWh en julio a 253,5 zł/MWh en diciembre, pero durante todo el período se mantiene por debajo de la mitad del precio fijo. En el semestre no hubo ni una sola hora con precio inferior a cero.

El perfil diario muestra lo que aporta la flexibilidad: la hora más barata es a las 3:00 (191,0 zł/MWh) y la más cara a las 19:00 (267,0 zł/MWh). La diferencia es pequeña, por lo que desplazar la operación añade solo 27,8 zł/MWh (2×) o 35,4 zł/MWh (3×).

FIP y saldo positivo

En el FIP, el productor presenta un informe mensual y una solicitud para cubrir el saldo negativo: la diferencia entre el precio fijo y el precio medio diario del RDN (media aritmética de los 24 precios horarios, art. 93, apartado 2). Lo importante es que la referencia es la media diaria, no el precio de la hora de operación, por lo que el productor que opera en horas caras conserva toda la prima del perfil. Cuando el saldo es positivo, es decir, el mercado supera el precio fijo, no hay apoyo, y el saldo positivo no se pierde: el art. 93, apartado 11 establece que debe compensarse con futuros saldos negativos, y lo que no se compense al final del período de apoyo, el productor lo devuelve al operador de liquidación (apartado 12). En 2020, esto era teórico —el mercado estaba muy por debajo del precio fijo—, pero cuando los precios de mercado superen el precio fijo, esta disposición será relevante.

¿Es suficiente un techo de doble membrana?

En el modelo, la operación «2×» significa que un grupo electrógeno con una potencia aumentada a aproximadamente 1,0 MW funciona solo en las 12 horas más caras del día, y «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 almacena en el techo de doble membrana. Según el balance de gas en este semestre, la capacidad media necesaria es de 3 045 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y 3 852 m³ para 3× (4 839 m³). Un único techo de doble membrana con un diámetro de 26 m tiene, según DLG, una capacidad de gas de aproximadamente 2 500 m³ (se asume este valor también para las instalaciones polacas): en este semestre, cubre la demanda de 2× en el 17 % de los días y la de 3× en el 4 % 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 en este semestre es de 27,8 zł/MWh para 2× y 35,4 zł/MWh para 3× en comparación con la operación continua. Anualizada (×2, supuesto), esto supone un excedente anual de 112 000 zł para 2× y 143 000 zł para 3×; dividido por el coeficiente de cuota (amortización a 12 años, coste de capital del 10 % o 6 %), esto da un presupuesto para un grupo electrógeno adicional y almacenamiento de gas del orden de 762 000–938 000 zł para 2× y 972 000–1 196 000 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 1 122 000–1 884 000 zł para 2× y 2 266 000–3 847 000 zł para 3×. Conclusión contable: ninguna de las dos variantes (2× y 3×) es rentable ni siquiera en el límite inferior de los rangos de costes. La 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 al día, con una eficiencia del 85 %, añade 5,4 zł/MWh a la operación continua (ingresos de 242,0 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 102,2 zł/MWh. El excedente anual es de 22 000 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 119 000–146 000 zł, es decir, 119–146 zł por kWh de capacidad. Los rangos de coste del sistema asumidos son de 1 500–2 500 zł/kWh, y la conexión adicional cuesta entre 50 000 y 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 es de -254 a 96 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 equilibrio, por lo que el resultado es más bien optimista.

Conclusiones para este semestre

• El precio fijo fue 2,6 veces superior al precio medio del RDN; el techo de doble membrana reduce esta diferencia solo en 27,8–35,4 zł/MWh.
• El FIP con flexibilidad (558,7 zł/MWh) es la alternativa más cercana al FIT, ya que sigue beneficiándose del apoyo.
• Una instalación sin apoyo no cubrirá los costes de un grupo electrógeno adicional: el presupuesto es de 762 000–938 000 zł frente a unos costes de 1 122 000–1 884 000 zł.
• El almacenamiento de energía, con una diferencia de precios de 102,2 zł/MWh, es un complemento de escasa relevancia.