¿Precio fijo o RDN? La planta de biogás en el segundo semestre de 2022

Sí, en el segundo semestre de 2022 el mercado superó al precio fijo, y de manera significativa. El precio medio RDN fue de 903,4 zł/MWh, mientras que el FIT para una nueva declaración se situó en 745,8 zł/MWh, por lo que el mercado lo superó en 157,6 zł/MWh en operación continua. La operación 2× arroja 1.088,2 zł/MWh (146 % del FIT), y la operación 3×, 1.177,9 zł/MWh (158 % del FIT). En agosto, la media mensual alcanzó los 1.269,8 zł/MWh. Al igual que en el semestre anterior, para superar al FIT no es necesario un techo de doble membrana, pero en este caso la ventaja es la mayor registrada hasta ahora en la serie.

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 2022).

Precios de referencia y medidas extraordinarias

El Reglamento de 31 de octubre de 2022 (Dz.U. 2022 poz. 2247, en vigor desde el 5 de noviembre de 2022) elevó el precio de referencia para el biogás agrícola de hasta 500 kW a 785 zł/MWh, y para el tramo de 500 kW–1 MW a 715 zł/MWh; se analizaron en el estudio precios de referencia de OZE 2022. Para una nueva declaración, esto supone un FIT de 745,8 zł/MWh y un FIP de 643,5 zł/MWh; para el biogás «no agrícola», el FIT es de 541,5 zł/MWh. Una instalación de 2019, tras la actualización, tiene un FIT de 686,5 zł/MWh. El Reglamento entró en vigor el 5 de noviembre, pero el modelo aplica estos precios para todo el semestre como simplificación: desde julio hasta principios de noviembre de 2022 no hubo un nuevo reglamento, y en el primer semestre el modelo adoptó los valores de 2021 (FIT de 617,5 zł/MWh). El texto refundido de junio de la ley establece que el período de apoyo finaliza, como muy tarde, el 30 de junio de 2047.

Paralelamente, la Ley de medidas extraordinarias de 27 de octubre de 2022 (Dz.U. 2022 poz. 2243) introdujo una deducción para el Fondo de ingresos extraordinarios de los productores, aplicable desde el 1 de diciembre de 2022 hasta el 31 de diciembre de 2023. Para las plantas de biogás, es relevante que el art. 21, apartado 1, punto 10 excluye del gravamen al biogás y al biogás agrícola, y el art. 22, punto 1 — a las unidades de hasta 1 MW. Por tanto, una instalación de 0,5 MW no estuvo sujeta a la deducción para el Fondo.

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 por el IPC anual medio de los años 2019–2021 (art. 70e, apartado 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1).

La media mensual desciende de 1.269,8 zł/MWh en agosto a 645,6 zł/MWh en octubre. Incluso el mes más bajo del semestre supera el precio FIP de 643,5 zł/MWh.

La media horaria oscila entre 724,5 zł/MWh a las 3:00 y 1.318,3 zł/MWh a las 20:00. El pico vespertino implica que la operación 2× y 3× añade 184,8 y 274,5 zł/MWh, respectivamente, frente a la operación continua; esta es la mayor prima registrada hasta ahora en la serie.

FIP, saldo positivo y la trampa de la simplificación

En el sistema FIP, el resultado de 903,4 zł/MWh en operación continua es igual al precio medio RDN, ya que la subvención es cero: la media mensual RDN superó en todos los meses los 643,5 zł/MWh. Esto no significa que el productor «se haya beneficiado de la crisis sin consecuencias». El saldo positivo no se pierde: según el art. 93, apartado 11, se compensa con futuros saldos negativos, y según el apartado 12, lo no compensado al final del período de apoyo se devuelve al operador de liquidación de energía renovable. Si los precios caen por debajo del precio fijo, las subvenciones se reducirán por el saldo de 2022. Para el productor en FIT, este problema no existe, pero tampoco recibe parte del aumento del mercado.

¿Basta con un techo de doble membrana?

En el modelo, la operación «2×» implica que un grupo electrógeno de potencia aumentada a aproximadamente 1,0 MW funciona solo en las 12 horas más caras del día, y la «3×», que un grupo de aproximadamente 1,5 MW lo hace 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, eficiencia eléctrica del 40 % y 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 2 769 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y 3 829 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 45 % 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 horas caras es, en este semestre, de 184,8 zł/MWh para 2× y 274,5 zł/MWh para 3× frente a la operación continua. Anualizada (×2, supuesto), esto supone un excedente anual de 746 000 zł para 2× y 1 107 000 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 el grupo electrógeno adicional y el almacenamiento de gas del orden de 5 080 000–6 251 000 zł para 2× y 7 544 000–9 282 000 zł para 3× (el valor inferior con coste de capital del 10 %, el superior con el 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 1 098 000–1 801 000 zł para 2× y 2 264 000–3 840 000 zł para 3×. Conclusión aritmética: ambas variantes (2× y 3×) se amortizan dentro de los rangos de costes asumidos. Esta misma ventaja del perfil de precios se da en FIP y en RDN puro, ya que proviene del mercado, no del apoyo; el FIT no la 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, eficiencia del 85 %, añade 50,4 zł/MWh a la operación continua (ingreso de 953,8 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 759,7 zł/MWh. El excedente anual asciende a 204 000 zł; con una amortización de 15 años, mantenimiento del 2,5 % de la inversión anual y una degradación media de la capacidad del 2 % anual (supuestos), permite invertir en el almacenamiento 1 119 000–1 368 000 zł, es decir, 1 119–1 368 zł por kWh de capacidad. Los rangos de coste asumidos para el sistema 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 es de 968 a 1 318 zł/kWh; el almacenamiento no se amortizaría 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 (903,4 zł/MWh) superó al FIT (745,8 zł/MWh), y la operación 3× (1.177,9 zł/MWh) alcanzó el 158 % del FIT.
• La prima por flexibilidad (184,8–274,5 zł/MWh) cubre en un año los costes de potencia adicional y almacenamiento de gas con un amplio margen: la variante 2× se amortiza dentro de todos los rangos de costes asumidos.
• El saldo positivo del FIP de 2022 reducirá las futuras subvenciones, por lo que el resultado extraordinario es en parte un «préstamo» de años venideros.
• El almacenamiento de energía aporta 50,4 zł/MWh, la mayor cifra registrada hasta ahora en la serie, pero, a pesar de ello, no se amortizaría con los supuestos de costes adoptados.