¿Precio fijo o RDN? La planta de biogás en el segundo semestre de 2025

Casi empate: en el propio RDN no, pero el FIP con flexibilidad se acercó casi por completo al precio fijo. En el segundo semestre de 2025, el precio medio del RDN fue de 456,3 zł/MWh (55 % del FIT de 828,4 zł/MWh), la operación 2× rindió 564,1 zł/MWh (68 % del FIT), y la operación 3×, 614,7 zł/MWh (74 % del FIT). El FIP con operación 2× alcanzó 821,4 zł/MWh, es decir, el 99 % del FIT, y con operación 3×, 872,1 zł/MWh (105 % del FIT). El semestre muestra estacionalidad: en comparación con el análisis del primer semestre de 2025], hubo 60 horas con precio negativo en lugar de 251.

Recordatorio del mecanismo

Los principios de apoyo (art. 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 los encontrará en el análisis anterior de la serie (primer semestre de 2025)].

Estacionalidad y cotizaciones trimestrales

Los precios negativos afectan principalmente a la primavera y el verano, cuando los mediodías soleados coinciden con una baja demanda. En el semestre otoño-invierno son menos frecuentes, pero el mercado registra entonces precios medios más altos (525,9 zł/MWh en noviembre, 492,4 zł/MWh en diciembre). De ello se desprende una observación práctica: el cálculo semestral no es suficiente para evaluar una instalación, ya que la flexibilidad genera ingresos distintos en primavera y en invierno. A partir de octubre de 2025, los datos fuente de energy-charts.info tienen un intervalo de 15 minutos; en el modelo se promediaron a horas, y en la liquidación del FIP la ley se refiere a los promedios horarios ponderados por volumen de precios del mercado del día siguiente. Los precios de referencia siguen siendo los del reglamento de 8 de noviembre de 2023: FIT 828,4 zł/MWh y FIP 713,7 zł/MWh; una instalación de 2019, tras la actualización, tiene un FIT de 906,4 zł/MWh. Una comparación más amplia de los sistemas de apoyo la encontrará en el análisis sistemas de apoyo a las plantas de biogás en Polonia].

Cifras del semestre

El precio de la «instalación de 2019» es el 95 % del precio de referencia de 2019 (617,5 zł/MWh) tras la actualización acumulada del IPC medio anual para los años 2019–2024 (art. 70e, apartado 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4; 103,6).

El FIT en 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, y el apoyo disponible sigue siendo el FIP (clase 200 kW – 1 MW).

Los promedios mensuales oscilan entre 382,0 zł/MWh en agosto y 525,9 zł/MWh en noviembre. Incluso el mes más caro representa el 63 % del precio del FIT. Las horas con precio negativo (60) se excluyen de la liquidación; el beneficio de ello es de 6,7 zł/MWh.

Perfil diario: las 12:00 registran 317,2 zł/MWh, y las 19:00, 724,2 zł/MWh. La diferencia de 407,0 zł/MWh supone una prima por flexibilidad de 107,8 zł/MWh (2×) y 158,4 zł/MWh (3×).

¿Qué significa «99 % del FIT»?

El FIP con flexibilidad (821,4 zł/MWh) equivale al FIT de 828,4 zł/MWh con una precisión de unos pocos zlotys, pero se compone de elementos distintos. El FIT es una cantidad fija, sin riesgo de mercado y sin costes de ampliación. El FIP + 2× incluye un precio fijo más bajo (90 % del precio de referencia para el rango de 500 kW–1 MW) más el mercado más una prima por perfil, lo que requiere un grupo electrógeno adicional y un almacenamiento de gas. El riesgo también está en el saldo: un saldo positivo de los meses con precios altos reduce las subvenciones en los siguientes (art. 93, apartado 11 de la Ley de Energías Renovables), y un saldo no equilibrado al final del período se devuelve al operador de liquidaciones (apartado 12). En el modelo, el saldo se calcula mensualmente y no se traslada, por lo que el resultado es una estimación al alza.

¿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 la «3×», que un grupo electrógeno 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 destina al almacenamiento en el techo de doble membrana. Según el balance de gas en este semestre, la capacidad media necesaria es de 2 698 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y 3 710 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 42 % de los días, y la demanda de 3× en el 3 % 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 es, en este semestre, de 107,8 zł/MWh para 2× y de 158,4 zł/MWh para 3× en comparación con la operación continua. Anualizado (×2, supuesto), esto supone un excedente anual de 434 000 zł para 2× y de 639 000 zł para 3×; dividido por el coeficiente de la cuota (amortización a 12 años, coste de capital del 10 % o del 6 %), esto da un presupuesto para el grupo electrógeno adicional y el almacenamiento de gas del orden de 2 960 000–3 642 000 zł para 2× y de 4 352 000–5 355 000 zł para 3× (el valor más bajo con un coste de capital del 10 %, el más alto con un 6 %). Los rangos de costes son supuestos, no ofertas: 500–800 €/kW de potencia adicional más 20–70 €/m³ del almacenamiento faltante, con un tipo de cambio de 4,3 zł/€, lo que da 1 092 000–1 780 000 zł para 2× y 2 254 000–3 804 000 zł para 3×. Conclusión contable: ambas variantes (2× y 3×) se amortizan dentro de los rangos de costes asumidos. El mismo beneficio del perfil de precios se da en el FIP y en el RDN puro (en el FIP puede ser algo mayor, ya que la operación flexible evita las horas excluidas de la liquidación), porque 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 37,2 zł/MWh a la operación continua (ingresos de 493,5 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 524,2 zł/MWh. El excedente anual asciende a 150 000 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 823 000 y 1 006 000 zł, es decir, 823–1 006 zł por kWh de capacidad. Los rangos de coste asumidos para el sistema son de 600–1 200 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 606 a 956 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, la tarifa de capacidad y el mercado de balance, por lo que el resultado es más bien optimista.

Conclusiones para este semestre

• El RDN con flexibilidad (564,1–614,7 zł/MWh) representa el 68 %–74 % del FIT; el FIP + 2× (821,4 zł/MWh) es 7,0 zł/MWh inferior al FIT.
• Menos horas con precio negativo (60) que en primavera significa que el beneficio de la desconexión se reduce a 6,7 zł/MWh.
• Grupo electrógeno adicional y almacenamiento de gas: la variante 2× se amortiza dentro de todos los rangos de costes asumidos; la variante 3× se amortiza dentro de todos los rangos de costes asumidos.
• El almacenamiento de energía añade 37,2 zł/MWh y solo sería rentable en parte de los rangos (bajo coste de conexión, bajo coste de capital, oferta más económica).