¿Precio fijo o RDN? Planta de biogás en el segundo semestre de 2021

Efectivamente — en el segundo semestre de 2021, por primera vez en esta serie, una planta de biogás con techo de doble membrana que vendía electricidad según el RDN igualó el precio fijo. Con funcionamiento continuo, el RDN generaba 511,8 zł/MWh (83 % del FIT de 617,5 zł/MWh), pero operando en las 8 horas más caras del día (3×) alcanzaba los 627,0 zł/MWh, es decir, el 102 % del FIT, y en la variante 2×, 598,3 zł/MWh (97 % del FIT). El FIP con funcionamiento 2× llegó a 670,4 zł/MWh (y con 3×, a 699,1 zł/MWh). Entre las causas del aumento de los precios mayoristas se encontraban, entre otros, el encarecimiento del gas y los derechos de emisión de CO₂, y la media mensual de diciembre alcanzó los 828,7 zł/MWh.

Recordatorio del mecanismo

Los principios de apoyo (arts. 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 (primer semestre de 2021).

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 revalorización acumulada por el IPC medio anual de los años 2019–2020 (art. 70e, apartado 3; GUS: 102,3; 103,4).

El mercado creció a un ritmo nunca visto en semestres anteriores: de 375,9 zł/MWh en julio a 828,7 zł/MWh en diciembre, es decir, más del doble. En diciembre, la media superó no solo el FIT, sino también el precio fijo para las instalaciones de 2019 (653,2 zł/MWh). En esta serie aún no hay horas con precios negativos.

El perfil diario presenta ahora una dispersión mucho mayor: desde 384,4 zł/MWh a las 3:00 hasta 643,2 zł/MWh a las 19:00. El valor de la flexibilidad aumenta con el nivel de precios: la prima por funcionamiento 2× es de 86,5 zł/MWh, y por 3×, de 115,2 zł/MWh, más del triple que un año antes (27,8 y 35,4 zł/MWh en el segundo semestre de 2020).

FIP, FIT y saldo positivo

La diferencia entre el FIT y el FIP comienza aquí a tener relevancia práctica. El FIT paga una cantidad fija independientemente del mercado, por lo que el aumento de los precios beneficia al comercializador obligado, no al productor. En el FIP, el productor vende la energía al mercado y recibe un complemento solo cuando el precio medio diario del RDN es inferior al precio fijo. Cuando es superior, no hay complemento y se genera un saldo positivo. El art. 93, apartado 11 de la Ley de Energías Renovables establece que este saldo se compense con futuros saldos negativos, y el art. 93, apartado 12 — que lo no compensado al final del período de apoyo se devuelva al operador de liquidación de energías renovables. Consecuencia práctica: los altos precios de diciembre de 2021 (media de 828,7 zł/MWh frente a los 531,0 zł/MWh del precio fijo del FIP) generan un saldo positivo que reducirá los futuros complementos. El precio fijo del FIP es de 531,0 zł/MWh, y el FIP con funcionamiento continuo en la tabla (583,9 zł/MWh) es superior porque, en los meses en que el mercado superó el precio fijo, el productor retiene el precio de mercado. El modelo calcula el saldo mensualmente y no lo traslada a períodos siguientes, por lo que el FIP en la tabla es una estimación máxima para el productor que en los meses siguientes se beneficiaría de los complementos.

¿Basta con un techo de doble membrana?

En el modelo, el funcionamiento "2×" significa que un grupo electrógeno con una potencia aumentada a aproximadamente 1,0 MW opera solo en las 12 horas más caras del día, y el "3×", que un grupo de unos 1,5 MW funciona 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 2 871 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y de 3 829 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 31 % de los días y la de 3× en el 2 % 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 86,5 zł/MWh para 2× y a 115,2 zł/MWh para 3× respecto al funcionamiento continuo. Anualizado (×2, supuesto), esto supone un excedente anual de 349 000 zł para 2× y de 465 000 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 2 377 000–2 925 000 zł para 2× y de 3 166 000–3 895 000 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 1 107 000–1 832 000 zł para 2× y 2 264 000–3 840 000 zł para 3×. Conclusión contable: la variante 2× se amortiza en todo el rango de costes supuesto, mientras que la 3× solo lo hace en la parte inferior del rango 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, 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 %, añade 20,2 zł/MWh al funcionamiento continuo (ingreso de 532,0 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 325,5 zł/MWh. El excedente anual asciende a 82 000 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 448 000 y 548 000 zł, es decir, 448–548 zł por kWh de capacidad. Los rangos de coste del sistema asumidos son de 1 500–2 500 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 148 y 498 zł/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

• Con funcionamiento continuo, el RDN (511,8 zł/MWh) sigue estando 105,7 zł/MWh por debajo del FIT; solo el funcionamiento 3× (627,0 zł/MWh) supera los 617,5 zł/MWh.
• El beneficio de la flexibilidad ha aumentado a 86,5–115,2 zł/MWh, por lo que el presupuesto para el grupo electrógeno y el almacenamiento de gas asciende a 2 377 000–2 925 000 zł para 2×, con costes de 1 107 000–1 832 000 zł: la variante 2× se amortiza en todo el rango de costes supuesto.
• El FIP mantiene su ventaja sobre el RDN puro, pero el saldo positivo de los meses caros reducirá los futuros complementos.
• El almacenamiento de energía (532,0 zł/MWh) empieza a parecer más razonable con una dispersión de precios de 325,5 zł/MWh, aunque aún no sería rentable con los supuestos de costes adoptados.