Contexto-normativo-bioenergía-y-electricidad-españa-GNERA

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Contexto normativo actual para la producción de bioenergía en España y exportación de su electricidad. Artículo publicado en la revista Energética XXI en septiembre 2011. Edurne Aguado, GNERA Energía y Tecnología SL.

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Contexto-normativo-bioenergía-y-electricidad-españa-GNERA

  1. 1. “Contexto normativo actual para la producción de bioenergía en España y exportación de su electricidad”   Edurne Aguado, consultor energético, GNERA Energía y Tecnología S.L.  Resumen En  España,  el  Régimen  Especial  y  su  legislación  vinculada  regulan  el  desarrollo  de proyectos  de  energía  a  partir  de  biomasa  y  residuos,  y  su  viabilidad  económica  y financiera.  Dentro  del  Régimen  Especial  se  destaca  el  Real  Decreto  661/2007,  cuya revisión  está  en  proceso  actualmente.  Aprovechando  este  contexto,  se  propone plasmar  las  formas  de  optimizar  la  viabilidad  económica  de  las  plantas  de  biomasa dentro del marco legislativo existente.  España ha apostado por un sistema de primas y tarifas para la electricidad proveniente de fuentes de energía renovable y de alta eficiencia. Las primas (o “Feed‐in tariff”‐FIT‐, i.e.:  ofrecer  un  precio  estable  al  productor  por  kWh  renovable  generado)  están establecidas en el Real Decreto 661/2007. Según la Comisión europea, los sistemas de “Feed‐in tariff” logran la implementación de las energías renovables con mayor éxito y a menor coste para los usuarios.   Marco  Legal  existente:  opciones  de  venta  de  la  electricidad  y  complementos  que establece la normativa del Régimen Especial.   a) Opciones de venta  ‐ Opción  de  venta  24.1.a),  frecuentemente  denominada  “opción  tarifa”:  precio  constante de remuneración garantizado por cada kWh de electricidad vendida  y  exportada  a  la  red.  Se  compone  de  una  parte  mercado  variable  y  de  una  prima variable, la suma de las dos llegando a la Tarifa Regulada cobrada.  ‐ Opción 24.1.b), generalmente llamada “opción mercado”: precio variable pero  bonificado  por  cada  kWh  de  electricidad  vendida  y  exportada  a  la  red.  Se  compone de una parte mercado variable y de una prima constante, la suma de  las dos siendo lo que cobra el Productor.     Figura 1: opciones de venta y agentes de mercado    1
  2. 2. Agentes del Mercado La  Figura  1  ilustra  el  papel  de  los  principales  agentes  que  participan  en  el  Mercado Eléctrico español.   ‐ El Operador del  Sistema (Red Eléctrica Española) es el órgano encargado de la  gestión  técnica  y  tiene  como  misión  garantizar  la  continuidad  del  suministro  eléctrico  y  de  coordinar  el  sistema  de  producción  y  transporte,  así  como  de  gestionar los desvíos.   ‐ El  Operador  del  Mercado  Ibérico  de  Energía  ‐  Polo  Español,  S.A.  (OMEL):  recibe  las  previsiones  de  las  plantas  del  Régimen  Especial  y  liquida  económicamente las transacciones según precio del Mercado.   ‐ Desde  el  01/11/2009  (Circular  4/2009),  se  refuerza  el  papel  de  la  Comisión  Nacional  de  Energía,  que  centraliza  ahora  toda  la  información  y  liquida  las  primas y complementos.    b) La  legislación  actual  y  los  Complementos  para  optimizar  la  venta  de  la  electricidad a partir de biogas   Para asegurar la viabilidad económica de una planta dentro del marco legal existente, es importante procurar optimizar la venta de la electricidad tomando en cuenta todos los posibles complementos de la normativa y buscando sinergias   - Complemento  por  Energía  Reactiva  (CER)  por  la  regulación  del  factor  de  potencia (Fp) para  la estabilidad de la red:    La  regulación  del  Fp  puede  permitir  conseguir  una  bonificación,  expresada  en porcentaje y aplicada sobre una tarifa “base” del CER que se actualiza anualmente. La ultima en fecha ha sido publicada en el Orden ITC/33353/2010 y es de 8,4681 c€/kWh.          Tabla 3: RD 661/2007 ‐ Anexo V   modificado por el RD 1565/2010 (punto 20)      Figura 2: Ilustración esquemática del Fp    A  modo  de  ilustración,  tomando  como  ejemplo  una  planta  de  biomasa  que  funciona unas 7.500 horas anuales, y que exporta su electricidad en la modalidad Todo‐Todo, se puede conseguir ajustar la energía reactiva para llegar aproximadamente a un 3,5% de la tarifa de complemento.  o Equivalente a más de 0,296 c€/kWh de CER.  o Para una planta de unos 0,5 MWe, equivalente a mas de 15.000 €/año  o Para una planta de unos 2 MWe, equivalente a mas de 60.000 €/año    2
  3. 3. - Complemento  por  Discriminación  Horaria  (DH):  este  complemento  se  actualizó con el RD 1578/2008 y solo aplica si la instalación escoge la opción de  venta 24.1.a), y valdría la pena considerar este complemento solamente si, por  la  razón  que  fuese,  la  planta  de  biomasa  no  pudiera  funcionar  más  de  unas  6.000 horas anuales.  Este complemento no se aplica de la misma forma según que se esté hablando de:   o una planta sin cogeneración (subgrupo b.7.2), para la cual la bonificación de la  Tarifa  Regulada  será  de  4,62%  en  horas  punta  y  la  penalización  de  3,7%  en  horas valle.   o una  planta  con  cogeneración  (subgrupo  a.1.3,  con  combustible  b.7.2):  para  la  cual  la  bonificación  de  la  Tarifa  Regulada  será  de  37%    de  bonificación  y  la  penalización 36% en horas valle.    o Complemento  por  Eficiencia  Energética  (CEE):  el  hecho  de  aprovechar  suficiente calor (encima de un umbral detallado a continuación) permite pasar  al  subgrupo  a.1.3,  con  combustible  y  cobrar  una  prima  o  prima  equivalente  superior. Además, por encima del umbral, se aplica el Complemento por Eficiencia Energética.   De manera general, el aprovechamiento de calor viene contemplado en los siguientes Reales Decretos: el R.D. 661/2007 que se basa en el rendimiento eléctrico equivalente (REE) y el R.D. 616/2007 que utiliza el índice PES, que consiste en el ahorro de energía primaria  porcentual  y  determina  cuándo  la  electricidad  de  cogeneración  es  de  alta eficiencia.  Es el RD 661/2007 el más importante para el cálculo del CEE. Se basa en la siguiente formula: REE= E/[Q‐(V/RefH)];  E siendo la electricidad generada; Q el combustible consumido y V el calor calificado de útil, divido por un valor de referencia para las eficiencias de producción separada de electricidad y calor que depende del combustible y que viene indicado en el anexo II de la Directiva Europea 2007/74/CE.  Cuando la planta de biogas está en funcionamiento, el cálculo del REE de la instalación lo tiene que realizar una Entidad de Control Autorizada (E.C.A) u Organismo de Control Autorizado (O.C.A.), el primer trimestre de cada año.  Se compara el valor obtenido a los umbrales de REEmin de la tabla del anexo I del RD 661/2007, pero si la planta tiene una potencia inferior o igual a 1 MWe, entonces se rebaja el REEmin de 10%.  A continuación, se aplica la siguiente formula:  CEE = 1,1 x (1/REEmínimo – 1/REEi) x Cn;  Cn  siendo  el  coste  de  materia  prima,  dato  actualizado  trimestralmente,  el  ultimo  en fecha  siendo  de  2,1265  c€/kWh  para  el  tercer  trimestre  de  2010  y  publicado  en  la Resolución del 23 de Marzo de 2011 / BOE‐A‐2011‐5712.  3
  4. 4.   c) La Representación en el Mercado Eléctrico como otro concepto para optimizar  la venta de la electricidad a partir de biomasa  La figura de representante en el Mercado Eléctrico aparece primero en el RD 436/2004 pero se concreta realmente en el RD 661/2007 en Disposición transitoria sexta del cual se  indica  que:  “La  empresa  distribuidora  percibirá,  desde  el  1  de  julio  de  2008,  del generador en régimen especial […], cuando actúe como su representante, un precio de 0,5 c€/kWh cedido, en concepto de representación en el mercado”. A  continuación,  el  RD  485/2009  precisa  las  distribuidoras  consideradas  como operadores dominantes que actuarán como Representantes de Último Recurso (RUR) a partir  de  la  entrada  en  vigor  el  1  de  noviembre  de  2009  de  la  Circular  de  la  CNE 4/2009. En  el  punto  Undécimo  de  esta  circular  se  lee  que  La  empresa  […]  de  último  recurso percibirá, desde el 1 de noviembre de 2009, del productor en régimen especial […] este precio, será fijo de 10 €/MWh cedido.  En este marco, el Agente Representante “libre”, como puede serlo GNERA ENERGÍA, es el interlocutor entre los productores y el resto de participantes, ayudando los primeros a mejorar los ingresos que provienen de la venta de su electricidad.   • En primer lugar en relación con el coste de representación Para un representante “libre”, el coste del servicio que presta no está fijado por Real Decreto  a  la  diferencia  del  1c€/kWh  que  tienen  que  aplicar  los  Representantes  de Ultimo Recurso por este concepto. Así que el precio del representante “libre” tiene que ser mucho más competitivo que el del RUR.    • En segundo lugar, en relación con las Previsiones y reducción de los Desvíos Lo que se entiendo por “desvío” es la diferencia entre la previsión y la producción real de  electricidad,  medida  por  el  encargado  de  lectura  (para  las  plantas  de  punto  de medida de tipo 2 es Red Eléctrica de España y para las plantas de puntos de medida 3 son las distribuidoras).  España es uno de los pocos países (junto con Eslovenia y Estonia) que exige el envío de previsiones  de  parte  de  los  productores  de  electricidad  renovable:  desde  Noviembre de 2009, todas las instalaciones de más de 15 kVA tienen que enviar sus previsiones a OMEL con un día de antelación (mercado diario) o en las sesiones de ajuste (mercados intradiarios). Además, y esto es exclusivo del caso español, se imputa al productor el potencial coste de  los  desvíos.  El  desvío  tiene  un  coste  que  varía  de  hora  en  hora,  y  que  es  nulo siempre que el desvío vaya a favor del sistema.  Mediante  su  participación  en  los  mercados  diarios  e  intradiarios,  el  representante “libre”  mejora  las  previsiones  de  energía  enviada  como  “ofertas”  a  OMEL, acercándolas  a  lo  máximo  a  la  producción  real,  para  una  reducción  de  la  cantidad absoluta de desvíos.  4
  5. 5. Por  otro  lado,  el  Agente  Representante  tiene  la  posibilidad  de  emplear  el  llamado “efecto cartera”, es decir que puede enviar a OMEL previsiones para muchas plantas agrupadas en un mismo “paquete”, lo que permite que, en cierta medida, los desvíos de las plantas se compensen entre sí, apantallando el coste total de los desvíos. Esto facilita  la  gestión  del  Operador  del  Sistema  y  reduce  el  coste  de  los  desvíos  de  los productores.   Conclusiones  Dentro del marco legislativo existente:    • Los  proyectos  de  bioenergía  son  sostenibles  y  aportan  mucho  valor  añadido  tanto en términos energéticos como  medioambientales y sociales (empleo).   • Para  que  un  proyecto  de  este  tipo  también  sea  viable  económicamente,  es  importante contemplar la posibilidad de producir y valorizar simultáneamente  la electricidad, y el calor.  • Importante  optimizar  la  venta  de  la  electricidad  que  proviene  de  biomasa  gracias a:  o Buen  dimensionamiento  de  las  plantas,  según  necesidades  técnicas/térmicas,  para  optimizar  la  valorización  del  uso  del  calor  útil  (CEE)  o Regulación del Factor de potencia para la reactiva (CER)  En cualquier caso, es:   • Importante tener un marco legislativo que apoye la producción de bioenergías,  por los ahorros en combustibles fósiles/producción energías sin emisión GEI y  mejora de la gestión de los residuos   • Fundamental que este marco normativo sea estable y seguro, dado que estos  proyectos  necesitan  grandes  inversiones,  precisando  de  una  financiación  a  medio‐largo plazo    09/09/2011  5

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