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

No solo el RDN, sino que el FIP con operación 2× superó por primera vez desde 2022 al FIT. En el segundo semestre de 2024, el precio medio del RDN fue de 456,5 zł/MWh (55 % del FIT de 828,4 zł/MWh). La operación 2× incrementa los ingresos a 599,1 zł/MWh (72 % del FIT), y la operación 3× a 667,6 zł/MWh (81 % del FIT), lo que deja una brecha respecto al FIT de 229,3 zł/MWh en 2× y de 160,8 zł/MWh en 3×. El FIP con operación 2× alcanza los 856,0 zł/MWh, y con operación 3×, 924,8 zł/MWh, es decir, el 103 % y el 112 % del FIT, respectivamente. El semestre concluye con un cambio normativo que, para instalaciones de 0,5 MW, modifica una regla importante.

Recordatorio del mecanismo

Los principios de apoyo (art. 70a–70f de la Ley de OZE), 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 2024)].

Novedad del 27 de noviembre de 2024

La Ley del 27 de noviembre de 2024 (Dz.U. 2024 poz. 1847) entró en vigor en esta parte el 28 de diciembre de 2024 e introduce dos cambios relevantes para las plantas de biogás. En primer lugar, en el art. 70a, el umbral de 500 kW se sustituye por uno de 200 kW: las instalaciones menores de 200 kW permanecen en el FIT, mientras que las de 200 kW a 1 MW se acogen al FIP. Una instalación de 0,5 MW se encontraba en la categoría FIP antes del cambio y sigue en ella tras la modificación. Las disposiciones transitorias (arts. 18–21 de la ley de modificación) prevén periodos transitorios para las declaraciones existentes de instalaciones de 200–500 kW, dependientes, entre otros factores, de la fecha del certificado y de la primera producción. En segundo lugar, en el art. 93, apartados 4–5, se modificó la regla de los precios negativos: hasta el 27 de diciembre de 2024, la energía de las horas con precio inferior a cero se excluía del cálculo solo si los precios negativos duraban al menos seis horas consecutivas; desde el 28 de diciembre, se excluye la energía de cada hora con precio negativo. En el semestre hubo 132 horas con precio negativo, y la nueva regla solo afectó a los últimos cuatro días. Los precios de referencia siguen siendo los del reglamento del 8 de noviembre de 2023 (FIT 828,4 zł/MWh = 95 % de 872 zł, FIP 713,7 zł/MWh = 90 % de 793 zł; el FIP en operación continua, 707,4 zł/MWh, está por debajo del precio fijo, ya que la energía de las horas negativas se excluye del cálculo); una instalación de 2019 tiene, tras la actualización, 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 con el IPC medio anual de los años 2019–2023 (art. 70e, apartado 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4).

El FIT de la tabla corresponde al 95 % del precio de referencia para la clase «hasta 500 kW». Desde el 28.12.2024, las instalaciones menores de 200 kW pueden acogerse al FIT, por lo que, para una instalación de 0,5 MW, este es el punto de referencia, mientras que el apoyo disponible sigue siendo el FIP (clase 200 kW – 1 MW).

Las medias mensuales son estables (406,5–522,9 zł/MWh), y noviembre (522,9 zł/MWh) es el mes más caro. La exclusión de las horas negativas incrementa los ingresos del RDN de 456,5 a 471,9 zł/MWh.

El rango diario es el mayor desde el segundo semestre de 2022: desde 309,1 zł/MWh a las 12:00 hasta 788,7 zł/MWh a las 19:00. Por ello, la prima por operación 2× (142,6 zł/MWh) y 3× (211,1 zł/MWh) es más del doble que en el semestre anterior (68,6 y 96,6 zł/MWh).

¿Es el FIP + flexibilidad el nuevo FIT?

El FIP con operación 2× (856,0 zł/MWh) representa el 103 % del FIT, pero debe compararse con honestidad dos precios distintos: el FIP es el 90 % del precio para el intervalo 500 kW–1 MW (713,7 zł/MWh), mientras que el FIT es el 95 % del precio para el intervalo hasta 500 kW (828,4 zł/MWh). El beneficio proviene de dos fuentes: el complemento al precio fijo y la prima del perfil de precios (precio medio capturado de 599,1 zł/MWh frente a la media de 456,5 zł/MWh). Sin embargo, el complemento depende del saldo: un saldo positivo de meses anteriores (art. 93, apartado 11) reduce el negativo. El productor debe invertir además en un grupo electrógeno adicional y en almacenamiento de gas, lo que el FIT no exige.

¿Es suficiente 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 metanogénica 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. Del balance de gas en este semestre se deduce una capacidad media de 2 696 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y de 3 669 m³ para 3× (4 839 m³). Un único techo de doble membrana con un diámetro de 26 m tiene, según la DLG, una capacidad 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 47 % 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 operación en horas caras asciende en este semestre a 142,6 zł/MWh para 2× y a 211,1 zł/MWh para 3× respecto a la operación continua. Anualizada (×2, supuesto), esto supone un excedente anual de 575 000 zł para 2× y de 851 000 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 3 919 000–4 823 000 zł para 2× y de 5 799 000–7 136 000 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 1 092 000–1 779 000 zł para 2× y 2 251 000–3 792 000 zł para 3×. Conclusión contable: ambas variantes (2× y 3×) se amortizan dentro de los rangos de costes asumidos. 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), pues proviene del mercado, no del apoyo; el FIT no lo ofrece, ya que 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 48,3 zł/MWh a la operación continua (ingresos de 504,8 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 659,5 zł/MWh. El excedente anual asciende a 195 000 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 1 070 000 y 1 309 000 zł, es decir, 1 070–1 309 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 909 y 1 259 zł/kWh; el almacenamiento solo sería rentable en parte de los rangos (bajo coste de conexión, bajo coste de capital, oferta más económica). El modelo omite las tarifas de distribución por consumo, el cargo por capacidad y el mercado de balance, por lo que el resultado es más bien optimista.

Conclusiones para este semestre

• Solo el RDN: 599,1–667,6 zł/MWh representan el 72 %–81 % del FIT, con una brecha de 160,8–229,3 zł/MWh.
• FIP + flexibilidad: 856,0–924,8 zł/MWh, es decir, el 103 %–112 % del FIT; el apoyo más la operación en horas vespertinas iguala el precio fijo.
• La nueva regla de las horas negativas (desde el 28.12.2024) elimina el apoyo para la energía de cada hora con precio negativo, por lo que la operación continua es menos rentable que antes.
• Grupo electrógeno adicional y almacenamiento de gas: ambas variantes (2× y 3×) se amortizan dentro de los rangos de costes asumidos; el almacenamiento de energía solo sería rentable en parte de los rangos (bajo coste de conexión, bajo coste de capital, oferta más económica).