El 17 de septiembre de 2026, el regulador energético de Polonia, URE, publicó el calendario para las subastas de energías renovables de este año. Se celebrarán siete sesiones entre el 2 y el 10 de noviembre. Ofrecen hasta 76,1 TWh de electricidad por un valor de 24.900 millones de PLN bajo contratos por diferencia (CfD) de 15 años.

Sobre el papel, el CfD solar polaco es menos generoso que su equivalente británico. El complemento es la diferencia entre el precio de ejercicio de la planta solar y el TGeBase, el precio promedio diario de todas las 24 horas. No se basa en el precio real al que se vende la energía solar.

Como la energía solar vende la mayor parte de su producción alrededor del mediodía, cuando los precios en Polonia ahora caen a menos de la mitad de ese promedio, el complemento no cubre la diferencia. Hasta ahora, en 2026, una planta solar que ganó en la subasta al máximo de 389 PLN/MWh habría ganado 201 PLN/MWh por cada MWh puesto bajo contrato. Una planta merchant que vendió toda su producción a precios de mercado ganó 297 PLN/MWh.

Sin embargo, los desarrolladores solares siguen participando porque, en la práctica, utilizan el contrato de manera diferente a un CfD estándar. Lo tratan como un suelo para parte de su producción en lugar de un precio fijo para toda ella. Las reglas lo permiten, pero los diseñadores del esquema no lo habían previsto.

Puntos clave

• Una oferta solar al tope de 389 PLN/MWh habría ganado menos que las ventas merchant en todos los años de 2022 a 2026.
• Los ganadores solares en 2025 ofertaron aproximadamente entre 520 y 650 MWh por MW al año, es decir, entre la mitad y dos tercios de la producción anual esperada.
• Ofertar la mitad de su producción y liquidar solo el mínimo habría dejado a una planta solar con 297 PLN/MWh entre 2023 y 2025, frente a 177 PLN/MWh si todo estuviera bajo contrato.

Sobre el papel, un CfD solar ha pagado menos que el mercado cada año desde 2022

Cada ganador recibe su propia oferta, es decir, su precio de ejercicio, durante 15 años. Las ofertas no pueden superar el precio de referencia del gobierno, 389 PLN/MWh para solar de más de 1 MW desde 2023, y las ofertas solares ganadoras del año pasado oscilaron entre 216 PLN/MWh y 329 PLN/MWh.

Una oferta al tope rara vez gana incluso cuando una subasta está poco suscrita, porque las ofertas ganadoras no pueden cubrir más del 80% del volumen ofrecido por todos los participantes, una regla pensada para forzar la competencia cuando hay pocos proyectos. Las ofertas se clasifican solo por precio, por lo que al menos la quinta parte más cara del volumen ofrecido siempre pierde, y 22 de las 98 ofertas válidas en la subasta del año pasado para más de 1 MW resultaron perdedoras por este motivo.

El contrato es bilateral y se liquida contra el TGeBase, el promedio de los precios horarios de cada día en el mercado diario de TGE. El operador de liquidación, Zarządca Rozliczeń, paga al generador la diferencia cuando el TGeBase está por debajo del precio de ejercicio, y el generador lo devuelve cuando TGeBase está por encima.

Como el complemento se mide contra el promedio diario y no contra lo que realmente obtiene la planta, una planta solar gana su precio de ejercicio menos el descuento intradía, es decir, la diferencia entre el precio base diario (TGeBase) y el precio más bajo que logra la solar ese mismo día, que promedió 188 PLN/MWh en 2026, y al tope esto ha dejado el contrato por debajo de las ventas merchant en los últimos cinco años.

Participar en la subasta parece contraintuitivo al ver los números. Cuando se celebraron las subastas de 2025 a principios de julio, el contrato base de TGE para 2026 promedió 414,53 PLN/MWh. Una oferta al tope, por tanto, fijó un precio 26 PLN/MWh por debajo del mercado antes del descuento solar.

En esos términos, la subasta ofrecía un precio fijo por debajo de lo que el mercado esperaba para la electricidad base. Funcionó como una cobertura por debajo del mercado en lugar de un subsidio. Aun así, dejó a la planta solar expuesta a la diferencia entre el precio base y lo que realmente gana la solar.

Los desarrolladores solares usan el CfD como suelo, no como precio fijo

Entonces, si un activo merchant rinde mejor que uno con CfD, ¿por qué los desarrolladores siguen participando?

Esto se debe a que el contrato es menos vinculante que un swap directo. Los ganadores de la subasta eligen cuánta de su generación ponen bajo el esquema. La subasta para más de 1 MW contrató 15,8 TWh durante 15 años de 1.623 MW de solar y 83 MW de eólica. Eso equivale a unos 520 a 650 MWh por MW de solar al año, frente a los 1.000 a 1.100 MWh que suele generar una planta solar polaca.

Por tanto, los ganadores solares ofertan solo la mitad o dos tercios de su producción esperada. Solo necesitan reportar el 85% de esa cantidad en cada periodo de tres años para evitar una multa. Eso deja a una planta promedio libre de vender entre el 45% y el 60% de su producción fuera del contrato y elegir qué meses reporta.

Esa flexibilidad convierte un precio de ejercicio bajo en algo más parecido a un suelo. Con los precios de 2026, un ganador a 217 PLN/MWh tendría que devolver 268 PLN/MWh por cada MWh reportado. Por ello, le conviene mantener la mayor parte posible de su producción fuera del contrato en años de precios altos y reportarla cuando los precios caigan.