La Producción de Electricidad a partir de Biogás Marco Legal y

Transcripción

Expobioenergía 2010
Jornadas Técnicas “Biogás: Visión Global”
27 de octubre de 2010
La Producción de Electricidad
a partir de Biogás
Marco Legal y Estratégico
Introducción
En España, es el Régimen Especial y su legislación vinculada que regula el
desarrollo de proyectos de energía a partir de biogas, y su viabilidad
económica y financiera.
Dentro del Régimen Especial se destaca el Real Decreto 661/2007.
Índice
I- Exportación de Electricidad y Marco Legal Existente
1.
2.
3.
4.
Biogás de digestor y opciones de venta de electricidad
Visión general de los complementos para optimizar la venta de electricidad
Aprovechamiento de calor; Criterios para el Complemento por Eficiencia Energética
Representación en el Mercado Eléctrico y reducción de Desvíos
II - Marco Legal y Perspectivas para el Biogás
1. Plan de Energía Renovable (PER)
2. Plan de Acción Nacional de Energía Renovable (PANER)
3. Borrador de RD modificando el 661 e Informe de la CNE
Marco Legal existente
Perspectivas
I- Exportación de electricidad – Marco Legal
existente
Perspectivas
1. Biogás de digestor y opciones de venta de la electricidad
RD 661/2007: Subgrupo b.7.2. Biogás generado en digestores, a partir de varios
tipos de residuos mediante proceso de fermentación, tanto individualmente como
en co-digestión.
Los subgrupos BIOGAS se diferencian según su “tecnología”:
optimización de la generación de biogas en digestores (b.7.2)
o recuperación directa por pozos de captación de las celdas de almacenamiento de
vertederos (b.7.1. Biogás)
no se “mira” la fuente del biogas: si es cultivos energéticos, purines, FORSU o residuos
agroalimenticios…
2 modalidades principales para la
venta de la electricidad:
- Opción de venta 24.1.a), precio
constante de remuneración de la
venta de la electricidad, y
frecuentemente denominado
“opción tarifa”.
- Opción 24.1.b), precio variable
frecuentemente llamado “opción
mercado”.
Perspectivas
• En estas 2 opciones, la prima o prima
equivalente está vinculada a un periodo
de funcionamiento a partir de la puesta
en servicio (15 años para los subgrupos
biogas b.7.2 y a.1.3)
• Es obligatorio mantener la opción
elegida por periodos no inferiores a 12
meses.
• Es obligatorio acudir al sistema de
ofertas de OMEL independientemente de
la opción de venta elegida, quedando
sometidas a la liquidación de desvíos,
excepto en casos particulares.
Perspectivas
La electricidad puede venderse:
RD 661/2007
24.1.a
24.1.b
TR
PRIMA
PRIMA
EQUIVALENTE
TR= Tarifa Regulada
H0 H2 H4 H6 H8 H10 H12 H14 H16 H18 H20 H22 H24
Precio pool – mercado:
• Media 2009: 3,7c€/kWh
• Máximos en 2008: 7-8 c€/kWh / Mínimos en 2010: 0 c€/kWh
=> ajustes, según desvíos
Techo
Suelo
Perspectivas
Actualización tarifas desde el RD 661/2007
24.1.a
Orden ITC/3519/2009, de 28 de
diciembre
24.1.b
b.7.2
Tarifa
Prima
Lim. Sup.
Lim. Inf.
<500 kWe
13,8262
10,8104
16,2182
13,0656
>500 kWe
10,2409
6,5870
11,6691
10,1033
Si hay aprovechamiento de calor, superior a un umbral, pasamos al
grupo a.1, Subgrupo a.1.3. con combustible b.7.2 biogás de digestor
Del subgrupo b.7.2 al
a.1.3-b.7.2: +
aumento entre 0,2945
y 0,3422 c€/kWh
a.1.3-b.7.2
Tarifa
Prima
< 500 kWe
14,1207
11,1433
> 500 kWe
10,5369
6,9292
Techo
Sin suelo
ni techo
Suelo
Perspectivas
2. Visión general de los complementos para optimizar la venta de electricidad
Complemento por Energía Reactiva (CER)
RD 661/2007 - Anexo V:
Orden
ITC/3519/2009:
8,2954 c€/kWh
Energía Aparente
Energía
Reactiva
Energía
Activa
Nota: El Orden ITC-2794/2007 actualiza los horarios de los
periodos Punta, Llano y Valle, que venían indicados en el Orden
Ministerial de 1995 (tipo 3 y según cada zona geográfica).
Fuente: Capítulo E del Manual teóricopráctico Schneider
Perspectivas
Capacitiva/Inductiva: En las horas punta se bonifica la generación de reactiva y
en las horas valle se bonifica la absorción de reactiva.
Regulación del Fp, ejemplos/ordenes de magnitud del CER :
Plantas funcionando unas 7.500 horas, en Todo-Todo, puede conseguir
ajustar la energía reactiva para llegar en unos al 5% de la tarifa de
complemento.
Equivalente a más de 0,40 c€/kWh de CER.
Para una planta de unos 0,5 MWe, equivalente a unos 15.000 €/año
Para una planta de unos 2 MWe, equivalente a mas de 60.000 €/año
Todo-Todo o Autoconsumo
Elección posible desde el
RD 661/2007
Todo-Todo: vender toda la producción a la red a precio primado y comprar la
electricidad necesaria a precio de consumo.
Perspectivas
Complemento por Discriminación Horaria (DH)
– RD 1578/2008, solo para instalaciones en la opción de venta 24.1.a)
–
–
Sin cogeneración (subgrupo b.7.2): Bonificación de la Tarifa Regulada de 4,62% en
horas punta y penalización de 3,7% en horas valle
Cogeneración (subgrupo a.1.3): 37% de bonificación y 36% de penalización
Complemento por Eficiencia Energética (CEE)
Si el aprovechamiento de calor cumple con un cierto umbral:
• El solo hecho de aprovechar suficiente calor permite pasar al subgrupo a.1.3, con
combustible b.7,2 y cobrar una prima o prima equivalente superior
• Además, por encima del umbral, se aplica el Complemento por Eficiencia Energética.
Perspectivas
3. Aprovechamiento de calor – Criterios para beneficiar del CEE
Varios Reales Decretos:
• R.D. 661/2007 se basa en el rendimiento eléctrico equivalente (REE)
• R.D. 616/2007 utiliza el índice: PES, que consiste en el ahorro de energía primaria
porcentual y determina cuándo la electricidad de cogeneración es de alta eficiencia.
Calculo del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE)
IDAE: Guía Técnica para la Medida y Determinación del Calor útil, abril de
2008
El calor, para ser “útil” ha de ser
justificable
RD 661/2007:
REE= E/[Q-(V/RefH)]
Directiva Europea 2007/74/CE ANEXO II
Valores de referencia para las
eficiencias de producción
separada de electricidad y calor
Perspectivas
Calculo del Complemento por Eficiencia Energética (CEE)
RD 661/2007 - Anexo I: cumplir con un umbral de REEmin
Instalaciones con potencia
instalada menor o igual 1MW, el
valor del REE mínimo requerido
será un 10 % inferior.
45%
CEE = 1,1 x (1/REEmínimo – 1/REEi) x Cn
Resolución del 28 de septiembre de 2010 / BOE-A-2010-14943
Perspectivas
Parámetros Generales. Características de Operación
495 kWe
40 kW
7.500 h
39%
indicativo
Potencia electrica bruta motor b.7.2
Consumo auxiliares estimado b.7.2
Horas operación motor b.7.2
Eficiencia eléctrica motores
Energía exportada Todo-Todo
Calor producido
3.415.500 kWh
3.712.500 kWh
E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - agua camisa (digestor)
35 %
5%
35 %
40 %
8.757.692 kWh
1.485.000
51,47%
45,00%
E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - agua camisa
E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - gases de escape
E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - total para REE
Consumo materia prima
Calor útil
R.E.E.
R.E.E. mínimo
b.7.2
Conceptos Precio de Venta
Tarifa b.7.2
Complemento Reactiva
PRECIO VENTA FINAL b.7.2
Tarifa a.1.3 (b.7.2)
Complemento Eficiencia Energética
PRECIO VENTA FINAL a.1.3 - b.7.2
Cn
0,70
2,1608 c€/kWh
Tarifa de Ref. RD 661 - CER
8,2954 c€/kWh
RFH
Resultado Económico
Comparativo
VENTA DE ENERGÍA
ELÉCTRICA
VENTA DE ENERGÍA
ELÉCTRICA
(c€/kWhexportado)
(€/Año)
TARIFA / TODO-TODO
TARIFA / TODO-TODO
13,8262
0,4148
472.234
14.166
14,2410
486.400
14,1207
0,6637
482.293
22.669
15,1992
519.128
Perspectivas
4. La Representación en el Mercado EléctricoDisposición transitoria sexta: 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.
RD 661/2007
Articulo 2. Designación de los
comercializadores de último recurso (que
asumirán la labor de Representantes de
Ultimo Recurso – RUR) – operadores
dominantes.
RD 485/2009
Undécimo. La empresa comercializadora de
último recurso percibirá, desde el 1 de
noviembre de 2009, del productor en
régimen especial […] este precio, será fijo
de 10 €/MWh cedido.
Circular CNE 4/2009
2007 2008 2009 2010 2011 2012
.....
.....
Ante el
Ante las
Operador del Sistema
Distribuidoras
GNERA
•Tramitación:
Diferente según tipo de Punto de
Medida (3 o 2>450 KVa)
•Liquidaciones
•Gestión de Desvíos
• Intercambio de Información
• Medidas
Representante
Ante el
Ante el
Operador del Mercado
Estado
•
•
•
•
Tramitación
Gestión de Mercados
Optimización y Ajustes
Liquidaciones previsiones
Para una planta de 0,5 MWe:
Ahorro de mas de 35.000 € con
Gnera en lugar del RUR
Perspectivas
Productor en Régimen Especial
•
•
•
•
•
•
•
Representación venta Energía
Gestión de Incidencias
Gestión de Medidas
Consolidación Desvíos
Liquidación, Informes
Gestión WEB de producción
Asesoría continua
• Tramitación
• Primas y Complementos
• Normativas y Legislación
Perspectivas
Desvíos
= Diferencia existente entre la energía real exportada (medida por el encargado de la
lectura: REE o Distribuidora, según el tamaño de las plantas) y la energía programada.
RD 661/2007: Articulo 34. Calculo y liquidación del coste de los desvíos
Actualizado
por el RD
1110/2007
Perspectivas
Mercados - MIBEL > Desvíos Medidos > Coste desvíos RD 661/2007
http://www.esios.ree.es/web-publica/
Reducción posible de:
cantidad de desvíos: Mediante la participación de los representantes en los mercados
diarios e intradiarios, se mejoran las previsiones de la energía enviada como “ofertas” a
OMEL.
coste de desvíos GNERA como Representante aporta un “efecto cartera”
II- Marco Legal – Situación actual del biogas
y perspectivas
Marco Legal Existente Perspectivas
Evolución de la normativa
RDL 6/2009: a partir de
la fecha de publicación,
preasignación:
condición necesaria
para recibir la Prima o
Prima Equivalente del
RD 661
Circular 4/2009:
Nuevo sistema de
liquidación CNE
2010: RD proponiendo
modificaciones al R.D.
661… ¿Modificando
Retribuciones,
Reactiva (CER)…?
Informe CNE del 14 de
septiembre
RD 1578/2008: DH
RD 661/2007: categorías, CEE, CER etc.
RD 436 / 2004
Ley 54/1997
PER 2005-2010
PANER 2011-2020
1. PER: Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010
2004
(MWe)
Implantación de nuevas
plantas (MWe)
2009
(MWe)
Objectivos PER 2005-2010
Previsto
141
94
235
Datos IDAE 2009
Real
141
18
159
= nivel de cumplimiento
actualmente entorno a 20%
= nivel de cumplimiento actualmente entorno a 68%,
siendo necesaria la instalación de 76 MW. adicionales
durante el año 2010 si se quieren alcanzar las
previsiones del PER 2005-2010.
Siguientes objetivos según sustrato y potencial de producción de biogás:
110.000 tep procedentes de la fracción orgánica de los RSU
40.000 tep procedentes de residuos industriales biodegradables
30.000 tep procedentes de lodos EDAR
8.000 tep procedentes de las deyecciones ganaderas que han sido cumplidos gracias
a unas 10 plantas (Biogas= 0,275 tep/MWh)
Tiene que disminuir en los próximos años,
debido a que la nueva Directiva sobre
vertederos pretende conseguir, entre otros
objetivos, que la cantidad de materia orgánica
que se deposite en los mismos sea cada vez
menor.
Si se quiere mantener o
incrementar la generación de
energía a partir del biogás en
España, se deberá procederse al
impulso de la digestión anaerobia
de los estiércoles ganaderos en
codigestión con residuos
agroindustriales.
2. PANER – Plan de Acción Nacional Energías Renovables 2011-2020
•
Evolución 2010-2020 del mix de generación eléctrica: merece especial mención el
esfuerzo en los próximos años sobre tecnologías como el biogás, […] de gran potencial
energético, que hasta ahora han evolucionado por debajo de su potencialidad. En términos
relativos, […] la biomasa y biogás cuyas producciones, se espera, pasen a experimentar
significativos aumentos, entre un 7% y un 12,6% de media anual a lo largo del periodo
2009-2020.
•
Evolución del área de biogás
La evolución prevista para las instalaciones de generación eléctrica a partir de biogás tiene
en cuenta que el biogás agroindustrial jugará un papel predominante, y que su actual
escasa implantación irá aumentando de forma sustancial a lo largo del periodo de vigencia
del Plan, hasta suponer más del 50% del total en el año 2020. La previsión de crecimiento es
más lenta en los primeros años, y se considera que, a medida que se vaya instalando la
potencia, la velocidad de instalación de potencia irá aumentando. […] también se ha
contemplado que las ayudas del Plan de Biodigestión de Purines 2009-2012 pueden
contribuir positivamente a facilitar el desarrollo de plantas de biogás agroindustrial […]. En
cuanto a otros tipos de biogás, se ha considerado que el biogás de vertedero crecerá
inicialmente para después sufrir un retroceso (debido a las políticas de desvío de residuos
biodegradables de los vertederos), y que el biogás de FORSU y de lodos EDAR también
crecerá […].
PANER Cuadro 10b: Estimación
de la contribución total (capacidad
instalada, generación bruta de
electricidad) previsible de cada
tecnología de energía renovable en
España encaminada al cumplimiento
de los objetivos vinculantes para
2020 y la trayectoria intermedia
indicativa correspondiente a las
cuotas de energía procedente de
recursos renovables en el sector de la
electricidad 2015-2020
Tiene que disminuir en los próximos años,
debido a que la nueva Directiva sobre
vertederos pretende conseguir, entre otros
objetivos, que la cantidad de materia orgánica
que se deposite en los mismos sea cada vez
menor.
2020
MW
GWh
400
2.617
¿ 200 MWe de biogás de
digestor, principalmente
agroindustrial (frente a los 14
MWe actuales)?
3. Borrador de RD modificando el 661 e Informe de la CNE
Origen de la revisión de tarifas:
• Objetivos del PER
La revisión en curso (2010) aplicará para las
plantas cuya puesta en servicio se obtendría
después del 1 de enero de 2012
• RD 661/2007, articulo 44: Actualización y revisión de tarifas, primas y complementos.
3. Durante el año 2010, a la vista del […] PER 2005-2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia
Energética en España (E4), así como de los nuevos objetivos […del] Plan de Energías Renovables para
el periodo 2011-2020, se procederá a la revisión de las tarifas, primas, complementos y limites inferior
y superior […]. Cada cuatro años, a partir de entonces, se realizara una nueva revisión […].
Las revisiones a las que se refiere este apartado […] no afectaran a las instalaciones cuya acta de
puesta en servicio se hubiera otorgado antes del 1 de enero del segundo año posterior al año, en
que se haya efectuado la revisión.
4. Se habilita a la Comisión Nacional de Energía para […] para recopilar información
de las inversiones, costes, ingresos y otros parámetros de las distintas instalaciones reales que
configuran las tecnologías tipo.
Contenido subgrupo b.7.2
Propuesta CNE: Incorporar no solo la tecnología de la biodigestión sino también la
gasificación o pirolisis.
Tarifas/Primas
Propuesta CNE: Rebajar primas para las plantas de biogas de potencia superior a 500
kWe.
Complemento por Energía Reactiva (CER)
o Propuesta MITyC: Se establece un rango obligatorio de cumplimiento del Fp, sin
bonificación pero con penalización del 3%; y un rango voluntario con un incentivo del
4% (para un factor de potencia próximo a la unidad). El incumplimiento de una hora
penalizaría las 24 horas del día.
o Corrección CNE: Modificar propuesta para que el incumplimiento de la consigna del
factor de potencia en una hora penalice únicamente a esa hora y no las 24 horas del día,
sin perjuicio de que se puedan incrementar las penalizaciones.
CONCLUSION
A pesar de los objetivos muy altos para biogas agroindustrial para 2020, el nuevo RD
que se prepara (y cuya publicación se espera para antes del final de año) no deja ver
las mejores previsiones para la implementación de nuevas plantas.
El RD 661/2007 ha mejorado la situación para el biogas frente a la normativa anterior
(en particular el RD 436/2004) pero no parece haber sido suficiente para un aumento
significativo de la potencia/del numero de plantas de biogas:
• Rentabilidad económica no asegurada por las primas?
• Dificultad de pasar al subgrupo de cogeneración?
• Venta de la electricidad no optimizada?
• Problemática de uso de digestato?
• Peso del coste de la conexión eléctrica a las redes para la evacuación de la energía
eléctrica producida?
• Complejidad de la tramitación?
CONCLUSION
Dentro del marco legislativo existente de Valorización energética
Importante optimizar la venta de la electricidad gracias a:
- Dimensionamiento de las plantas, según necesidades técnicas/térmicas, para
valorización del uso del calor útil (para calor o frío: CEE)
- Regulación de la reactiva (CER)
- Representante libre en lugar de RUR
Con otros marcos legislativos:
Buscar sinergias, por ejemplo con el Plan de Biodigestión de Purines 2009-2012
En cualquier caso, es :
Importante que según lo que comenta el MARM, se homogenice y simplifique en lo
posible la tramitación de las autorizaciones de las plantas de biogás, haciendo más
fácil la aplicación de las diferentes normas aplicables por los distintos
Departamentos ministeriales y Consejerías de las CCAA implicadas en la
autorización de las mismas.
Fundamental que este marco normativo sea estable y seguro, para ser coherente
con los objetivos propuestos y dado que estos proyectos necesitan inversiones
importantes, precisando de una financiación a medio-largo plazo.
Delphine Dutertre – Consultor Energético
Tel: +34 913 569 362 – email: [email protected]
MADRID
BILBAO
VALENCIA
Avda. Bruselas 76 – 78
28028 Madrid
Las Mercedes, 8-3ºA
48930 Getxo (Vizcaya)
Edificio Crea – Avda.
Jacarandas, 2 Oficina 715
46100 Burjasot (Valencia)
Tel.: +34 913 569 362
Fax: +34 913 555 609
Tel.: +34 946 085 013
Fax: +34 946 579 938
Tel.:+34 618 59 49 21
www.gnera.es

La Producción de Electricidad a partir de Biogás Marco Legal y

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