¿Precio fijo o RDN? Planta de biogás en el segundo semestre de 2023

No, en el segundo semestre de 2023 el mercado volvió a situarse claramente por debajo del precio fijo. El precio medio del RDN fue de 451,0 zł/MWh (60 % del FIT de 745,8 zł/MWh), y en diciembre solo alcanzó los 347,1 zł/MWh. La operación 2× genera 536,8 zł/MWh (72 % del FIT), y la operación 3×, 570,7 zł/MWh (77 % del FIT). El FIP con operación 3× alcanza los 763,2 zł/MWh y supera el FIT de 745,8 zł/MWh vigente para las declaraciones presentadas antes del 10 de noviembre, pero, al mismo tiempo, las nuevas declaraciones obtienen un precio de referencia más alto, por lo que el listón sube. La magnitud de la brecha —209,0 zł/MWh en el caso de 2×— significa que un simple techo de doble membrana no es suficiente para que el RDN iguale al FIT.

Recordatorio del mecanismo

Los principios de apoyo (artículos 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 (primer semestre de 2023).

Nuevos precios de referencia a partir del 10 de noviembre de 2023

El Real Decreto de 8 de noviembre de 2023 (Dz.U. 2023, posición 2440), publicado el 9 de noviembre, entró en vigor el 10 de noviembre de 2023. Para la electricidad procedente de biogás agrícola de hasta 500 kW, establece 872 zł/MWh; para el tramo de 500 kW–1 MW, 793 zł/MWh, y para otro biogás de hasta 500 kW, 632 zł/MWh (análisis: precios de referencia de OZE 2023). Para las declaraciones presentadas a partir del 10 de noviembre, esto supone un FIT de 828,4 zł/MWh y un FIP de 713,7 zł/MWh. En la tabla del semestre, el FIT es de 745,8 zł/MWh, ya que se refiere a declaraciones anteriores al cambio. Una instalación de 2019 tiene, tras la actualización, 785,3 zł/MWh. La deducción de la Ley de Medidas Extraordinarias estuvo en vigor hasta el 31 de diciembre de 2023, pero no afectó a las plantas de biogás de hasta 1 MW.

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 medio anual de los años 2019–2022 (art. 70e, apartado 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4).

El precio medio mensual descendió de 514,8 zł/MWh en julio a 347,1 zł/MWh en diciembre, y el nivel de diciembre representa solo el 47 % del precio del FIT. Se registraron 38 horas con precios negativos; según el art. 93, apartado 5, la energía de las horas con precios negativos se excluye del cálculo del FIP solo si hay al menos seis horas consecutivas de este tipo. Si el productor hubiera desconectado el grupo electrógeno durante las horas con precios negativos, los ingresos por RDN habrían aumentado de 451,0 a 455,2 zł/MWh.

Perfil diario: mínimo a las 2:00 (358,4 zł/MWh), máximo a las 19:00 (612,9 zł/MWh). La prima por operación 2× es de 85,8 zł/MWh, y por 3×, de 119,7 zł/MWh.

Flexibilidad en el FIP frente a flexibilidad sin apoyo

El mismo grupo electrógeno adicional ofrece una prima similar en el FIP y en el RDN puro (para 2×, 88,7 zł/MWh en el FIP y 85,8 zł/MWh en el RDN; en el FIP, el horario flexible evita también las horas excluidas del cálculo), pero en el FIP esta prima se suma a una base más alta: 639,5 zł/MWh en operación continua frente a 451,0 zł/MWh sin apoyo. La diferencia de 188,5 zł/MWh corresponde aproximadamente al complemento del precio fijo del FIP (90 % del precio de referencia), calculado sobre el RDN medio diario y liquidado mensualmente. Desde la perspectiva del art. 93 de la Ley de Energías Renovables, el productor en régimen FIP que opera en horario vespertino sigue liquidando respecto a la media diaria, por lo que conserva todo el beneficio de las horas pico. Si en los meses anteriores se generó un saldo positivo (art. 93, apartado 11), los complementos se reducirán hasta agotarlo.

¿Es suficiente un 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×», que un grupo 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 metanogénica (digestión anaerobia) 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. Según el balance de gas de este semestre, la capacidad media necesaria es de 2 764 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y de 3 823 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 40 % 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 en este semestre es de 85,8 zł/MWh para 2× y de 119,7 zł/MWh para 3× respecto a la operación continua. Anualizada (×2, supuesto), esto supone un excedente anual de 346 000 zł para 2× y de 483 000 zł para 3×; dividido por el coeficiente de la 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 2 356 000–2 899 000 zł para 2× y de 3 289 000–4 047 000 zł 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 1 098 000–1 800 000 zł para 2× y 2 264 000–3 838 000 zł para 3×. Conclusión contable: la variante 2× se amortiza en todo el rango de costes supuesto, 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 tanto en el FIP como en el RDN puro (en el FIP puede ser ligeramente 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, puesto que paga lo mismo por cada hora.

Tercera opción: almacenamiento de energía

Un almacenamiento de 0,5 MW / 1 MWh, con un ciclo diario y una eficiencia del 85 %, añade 21,4 zł/MWh a la operación continua (ingresos de 472,4 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 329,1 zł/MWh. El excedente anual asciende a 86 000 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 474 000 y 579 000 zł, es decir, 474–579 zł por kWh de capacidad. Los rangos de coste del sistema asumidos son de 1 200–2 000 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 179 y 529 zł/kWh; el almacenamiento no sería rentable con los supuestos de costes adoptados. El modelo no incluye las tarifas de distribución por consumo, la tarifa de capacidad ni el mercado de balance, por lo que el resultado es más bien optimista.

Conclusiones para este semestre

• El RDN con flexibilidad (536,8–570,7 zł/MWh) alcanza el 72 %–77 % del FIT; la brecha es de 175,1–209,0 zł/MWh.
• El FIP + 3× (763,2 zł/MWh) supera el FIT para las declaraciones anteriores a noviembre, pero es inferior al FIT de 828,4 zł/MWh para las declaraciones presentadas a partir del 10 de noviembre.
• La ampliación con un grupo electrógeno adicional y almacenamiento de gas: la variante 2× se amortiza en todo el rango de costes supuesto; la variante 3× solo se amortiza en la parte inferior del rango de costes y con un coste de capital más bajo.
• El almacenamiento de energía añade 21,4 zł/MWh y no sería rentable con los supuestos de costes adoptados.