ANÁLISIS DE LA COGENERACIÓN EN EL MARCO DEL REAL...

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AUTOR: Antonio Cabrera García-Doncel

TUTOR: D. Francisco J. Jiménez-Espadafor Aguilar

ANÁLISIS DE LA COGENERACIÓN EN EL

MARCO DEL REAL DECRETO 413/2014

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INDICE 1. INTRODUCCIÓN.…………………………………………………………………………………………………………………..3 2. GUÍA DE APLICACIÓN DEL REAL DECRETO…………………………………………………………………………….4

2.1. AMBITO DE APLICACIÓN SOBRE LAS INSTALACIONES DE COGENERACIÓN…………..4

2.2. ESTRUCTURA DEL RÉGIMEN RETRIBUTIVO ESPECÍFICO………………………………………..8

2.3. DETERMINACIÓN DE LA INSTALACIÓN TIPO CORRESPONDIENTE………………………..11

2.4. RERIBUCIÓN A LA INVERSIÓN………………………………………………………………………………13

2.5. RETRIBUCIÓN A LA OPERACIÓN…………………………………………………………………………..23

2.6. CORRECCIÓN POR NÚMERO DE HORAS EQUIVALENTES DE FUNCIONAMIENTO…25

2.7. PENALIZACIÓN POR REACTIVA…………………………………………………………………………….27 2.8. PERCEPCIÓN DE AYUDAS PÚBLICAS…………………………………………………………………….27 2.9. CONDICIONES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA…………………………………………………………28 3. CASOS PRÁCTICOS………………………………………………………………………………………………………………32 3.1. ESTRATEGIAS DE REGULACIÓN……………………………………………………………………………32 COGENERACIÓN EN INDUSTRIA PAPELERA. PAPELERA DEL ORIA ‘S.A.’………………………34 COGENERACIÓN EN INDUSTRIA DE DERIVADOS DEL MAIZ. CAMPO EBRO ‘S.A.’………..56

COGENERACIÓN EN INDUSTRIA PAPELERA. PAPELERA DEL ORIA ‘S.A.’………………………78

4. ANEXOS………………………………………………………………………………………………………………………………99

ANEXO 2. MODELO PREDICTIVO HRSG……………………………………………………………………….99

ANEXO 2. OBTENCIÓN PARÁMETROS DE COGENERACIÓN……………………………………….103 5. BIBLIOGRAFÍA……………………………………………………………………………………………………………………114

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1. INTRODUCCIÓN El objetivo de analizar el funcionamiento de la instalación en régimen variable es doble. En primer lugar, analizar el impacto de la nueva legislación en materia de retribución a la cogeneración sobre la rentabilidad de una instalación tipo. Como hemos visto anteriormente, la regulación establecida en el Real Decreto 413/2014 [3], establece un parámetro retributivo denominado retribución a la operación cuyo objetivo es el de cubrir el déficit en la operación de la instalación. En segundo lugar, el de diseñar una estrategia de control del funcionamiento de la cogeneración para satisfacer simultáneamente la demandas térmica y / o eléctrica de la planta de producción a la que se encuentra asociada, y cumplir con las restricciones impuestas por la legislación vigente en materia de eficiencia energética y de horas equivalentes de funcionamiento para la percepción de la totalidad del régimen retributivo. Para ello, se ha planteado un modelo de optimización. Éste maximiza el beneficio neto de la instalación. Como veremos más adelante, se tienen en cuenta dos visiones diferentes acerca de esta variable. Por un lado, consideraremos el beneficio neto desde un punto de vista puramente lucrativo, es decir, beneficio resultante de la venta de energía eléctrica en el mercado descontándole los costes operacionales. Por el otro, tenemos el punto de vista del ahorro de energía primaria. Puesto que el principal objetivo de la implementación de una instalación de cogeneración es la de cubrir la demanda térmica y/o eléctrica de la planta a la que está asociada, la función objetivo incluye los costos evitados por autoconsumo de electricidad generada y por consumo de gas natural al generar vapor a partir de la energía térmica residual en los gases de combustión. Para aplicar la herramienta de optimización se han modelado tres cogeneraciones en base a datos de instalaciones reales, actualmente en funcionamiento, y que se ubican en el territorio nacional [23 - 25]. Se ha buscado que la localización de cada una de ellas sea la más variada posible, de forma que se pudiese observar la influencia de la temperatura ambiente en el punto de operación resultante en la optimización. Para cada una de las instalaciones de cogeneración analizadas, se conoce el modelo de turbomáquina que emplean para la generación de energía eléctrica. Sin embargo, debido a la no disponibilidad de las curvas características de funcionamiento correspondientes, éstas serán escaladas a partir de las correspondientes a una turbina de gas GE LM2500 [1].

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2. GUÍA DE APLICACIÓN DEL REAL DECRETO 413/2014

2.1 AMBITO DE APLICACIÓN SOBRE LAS INSTALACIONES DE COGENERACIÓN Según lo expuesto en el artículo 2 [3], las instalaciones que empleen la tecnología de cogeneración que son susceptibles de entrar dentro de su ámbito de aplicación pueden emplear los siguientes tipos de combustibles:

Combustibles fósiles:

o Gas natural (GN) o Derivados del petróleo (DP)

Gasóleo/GLP Fuel Otros

o Carbón (C)

Biomasa (BM) procedente de:

o Actividades agrícolas, ganaderas o de jardinerías. o Cultivos energéticos. o Aprovechamiento forestal. o Operaciones silvícolas.

Biolíquido (BL) producido a partir de biomasa.

Biogás (BG) procedente de:

o Cultivos energéticos. o Restos agrícolas. o Deyecciones agrícolas. o Residuos biodegradables (instalaciones industriales). o Residuos domésticos. o Lodos de depuración de aguas residuales. o Vertederos controlados.

Biomasa (BM) procedente de instalaciones industriales del sector agrícola o forestal.

Licores Negros (LN) La instalaciones de cogeneración que empleen algún/os de los combustibles anteriormente enumerados serán clasificados en base al porcentaje que representa la cantidad de energía (en poder calorífico inferior) empleada de los mismos con respecto al total de Energía Primaria (EP) consumida (solo por la instalación de cogeneración). Como podemos observar, la clasificación es muy similar a la dispuesta en el Real Decreto 661/2007. EP: Energía primaria total empleada por la instalación de cogeneración (MWhPCI). GN: Energía primaria que representa la cantidad de gas natural empleado (MWhPCI). BM: Energía primaria que representa la cantidad biomasa empleada (MWhPCI). BL: Energía primaria que representa la cantidad de biolíquido empleado (MWhPCI). BG: Energía primaria que representa la cantidad de biogás empleada (MWhPCI). LN: Energía primaria que representa la cantidad de licor negro empleado (MWhPCI).

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La clasificación de las cogeneraciones que emplean combustibles fósiles, en función del porcentaje del mismo sobre el total de energía primaria, es la siguiente:

Figura 1: Clasificación de Instalaciones de cogeneración que emplean combustibles fósiles.

En cuanto a la biomasa procedente de operaciones silvícolas, la siguiente clasificación:

Figura 2: Clasificación del primer grupo de instalaciones de cogeneración que empleen biomasa.

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Las instalaciones que empleen biogás o biolíquido quedan encuadradas en el mismo grupo:

Figura 3: Clasificación de las instalaciones de cogeneración que empleen biomasa del sector industrial.

Por otro lado, existe la posibilidad de consumir biomasa directamente de instalaciones de corte industrial:

Figura 4: Clasificación de las instalaciones de cogeneración que empleen biomasa del sector industrial.

Por último, el Real Decreto 413/2014 contempla únicamente la aplicación del régimen retributivo para un tipo de hibridación que incluya la cogeneración. En primer lugar, aclaramos qué se entiende por hibridación en el Real Decreto 413/2014. Se entiende por hibridación la combinación de dos o más tipos de combustible o tecnología en la

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operación de una planta, por lo cual la instalación podría quedar encuadrada en dos o más grupos o subgrupos diferentes de los indicados en el ámbito de aplicación expuesto en el artículo 2. La hibridación que es contemplada por el Real Decreto en su ámbito de aplicación, y que incluye cogeneración (se contempla otra instalación tipo híbrida, pero no es cogeneración), tiene las siguientes características:

Instalación que incorpore dos o más de los combustibles indicados para los grupos b.6, b.8 y los licores negros del grupo c.2, suponiendo la energía primaria empleada procedente de estos combustibles de al menos el 90% del total.

Figura 5: Clasificación de la instalación híbrida en función de los combustibles empleados.

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2.2. ESTRUCTURA DEL RÉGIMEN RETRIBUTIVO ESPECÍFICO El régimen retributivo específico se encuentra establecido de forma que el titular de la instalación de generación de energía eléctrica (a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración o residuos) pueda cubrir los costes derivados de la explotación de la planta, así como el coste inicial acometido en la inversión de la misma, o bien que aún no hayan sido recuperados por la actividad propia de la instalación. Como podemos deducir de lo expuesto anteriormente, el régimen retributivo específico está compuesto principalmente por dos componentes. En primer lugar, un término expresado en € por MW de potencia instalada, denominado retribución a la inversión, y en segundo lugar un término expresado en € por MWhe de energía eléctrica vendida en el mercado de producción, denominado retribución a la operación. Sin embargo, el Real Decreto 413/2014 contempla ciertos descuentos, correcciones y/o penalizaciones sobre el total del régimen retributivo específico percibido en un año natural. Por un lado, se establece una corrección del total del régimen retributivo específico percibido por la instalación de cogeneración en base al número de horas equivalentes de funcionamiento de la instalación de producción durante un año natural (cálculo en página 22). Por otro lado, se impone una penalización al titular de la instalación de producción por producción de energía reactiva, o lo que es lo mismo, por operar fuera de un rango del valor del factor de potencia preestablecido (cálculo en página 24). Por último, se contempla un descuento sobre el total del régimen retributivo específico percibido en un determinado porcentaje (en un principio incógnita, y siempre menor al 90%) de una hipotética ayuda pública percibida por la instalación (exposición en página 25). En definitiva, el régimen retributivo específico percibido por una instalación de cogeneración en un año de funcionamiento se calcula mediante la siguiente expresión: 𝑅é𝑔𝑖𝑚𝑒𝑛 𝑟𝑒𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑖𝑣𝑜 = (𝑅𝑖𝑛𝑣 · 𝑃𝑟𝑒 + 𝑅𝑜 · 𝐸𝑅𝑜) · 𝑑 − 𝑃𝑒𝑛𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 − 𝑥 · 𝐴𝑦𝑢𝑑𝑎𝑠 𝑝ú𝑏𝑙𝑖𝑐𝑎𝑠

𝑅𝑖𝑛𝑣 : Retribución a la inversión percibida de forma anual (€/MW) 𝑃𝑟𝑒: Potencia con derecho a régimen retributivo específico de la instalación (MW). 𝑅𝑜 : Retribución a la operación percibida de forma anual (€/MWhe) 𝐸𝑅𝑜: Energía eléctrica vendida en el mercado de producción en el período de un año (MWhe) con derecho a la percepción de retribución a la operación. 𝑑 : Factor de corrección del régimen retributivo específico por número de horas equivalentes de funcionamiento (tanto por uno). 𝑃𝑒𝑛𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 : Penalización impuesta al titular de la instalación por producción de energía reactiva (€). 𝑥 : Tanto por uno del total de las ayudas públicas percibidas por el titular que se descuentan al régimen retributivo específico percibido (siempre menor o igual a 0,9). 𝐴𝑦𝑢𝑑𝑎𝑠 𝑝ú𝑏𝑙𝑖𝑐𝑎𝑠 : Total de las subvenciones percibidas por el titular de la instalación de cogeneración en un año (€).

¿Qué diferencia existe entre potencia instalada y con derecho a régimen retributivo? La potencia instalada, corresponde con potencia activa máxima que es capaz de alcanzar la unidad de producción instalada en la planta, y que corresponderá con la suma de las potencias especificadas en las placas de los motores o turbinas que se encuentran en paralelo (en el caso de que hubiese más de una).

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Por otro lado, la potencia con derecho a régimen retributivo específico corresponde con la potencia adjudicada en el registro de régimen retributivo en el momento de la inscripción. Normalmente, ambas potencias coinciden. La excepción se encuentra en el caso en el que la instalación hubiese sido sometida a una modificación sustancial en los términos explicados en la página 25. En ese caso, si queda registrada una modificación que implicase un aumento de potencia, a efectos retributivos se mantiene la potencia instalada anterior (que es menor a la nueva, o sea a la instalada). Es conveniente tener presente que el parámetro 𝐸𝑅𝑜 toma como valor la energía eléctrica total exportada a la red, durante el período anual, si, además de que la potencia instalada coincida con la cual tiene derecho a régimen retributivo específico, así como que no haya horas máximas para la percepción de la Ro, se cumplan con las condiciones de eficiencia energética expuestas en en el punto 2.9. En caso contrario, se corregirán los ingresos anuales procedentes del régimen retributivo específico, atendiendo únicamente a la electricidad producida por la instalación de cogeneración que cumpla con las condiciones de eficiencia energética exigidas por la norma (punto 8 de la presente guía). Para ello, se multiplicarán los ingresos en régimen retributivo específico que en un principio le corresponderían a la instalación por el ratio de la electricidad que cumpla con las condiciones de eficiencia energética sobre la electricidad exportada a la red.

𝑅é𝑔𝑖𝑚𝑒𝑛 𝑟𝑒𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑖𝑣𝑜 = (𝑅𝑖𝑛𝑣 · 𝑃𝑟𝑒 + 𝑅𝑜 · 𝐸𝑒𝑥𝑝) · 𝑑 ·𝐸𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛

𝐸𝑒𝑥𝑝− 𝑃𝑒𝑛𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 − 𝑥 · 𝐴𝑦𝑢𝑑𝑎𝑠 𝑝ú𝑏𝑙𝑖𝑐𝑎𝑠

Siendo 𝐸𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛 la electricidad que cumple con el rendimiento eléctrico equivalente (REE) o con el ahorro de energía porcentual mínimo (PES) exigido para cumplir las condiciones de eficiencia energética impuestas. Como veremos en el punto 8, será preciso cumplir con uno u otro parámetro, en base a una serie de criterios, pero nunca será necesario cumplir un mínimo en valor con los dos parámetros a la vez. En cuanto a la estructura cronológica del régimen retributivo, este se dividirá en periodos de seis años, llamados periodos regulatorios. Estos a su vez se dividen en semiperiodos regulatorios de tres años de duración, y denotados por el subíndice j. El porqué de estructurar en el tiempo el régimen retributivo específico reside en el hecho de la necesidad de establecer una fecha en la cual se puedan revisar los parámetros retributivos, ya que tanto la retribución a la operación como la retribución a la inversión dependen de la coyuntura económica en el que se encuentre el Estado (como veremos en los puntos 3 y 4). Por lo tanto, al no ser posible establecer una predicción de los valores adecuados de los parámetros retributivos desde el presente hasta el fin de la vida útil regulatoria de la instalación, se decide revisarlos periódicamente. Así pues, se decide revisar el valor de la retribución a la inversión trimestralmente, es decir, al inicio de cada semiperiodo regulatorio.

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Figura 6: Línea cronológica de evolución del régimen retributivo específico.

Figura 7: Línea cronológica de evolución del régimen retributivo específico para instalaciones del a.1.

En el caso particular de una cogeneración del grupo a.1, se aplica lo establecido en el apartado 3 del artículo 20, en donde se expone que se revisará la retribución a la operación para las instalaciones cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. Por lo tanto, a diferencia de las instalaciones de cogeneración que empleen combustibles de los grupos b.6, b.7, b.8 y c.2, para los cuales la Ro es revisada cada tres años (figura 6), la retribución a la operación de las del grupo a.1 será revisada cada año, como podemos observar en la figura 7.

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2.3. DETERMINACIÓN DE LA INSTALACIÓN TIPO CORRESPONDIENTE En primer lugar tenemos que responder a la pregunta ¿qué es una instalación tipo? Pues bien, en diferentes ocasiones a lo largo del Real Decreto 413/2014, se dice que los parámetros retributivos se calcularán en base a la “actividad de una empresa eficiente y bien gestionada”. Esto se ha resultado en una clasificación de las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de energías renovables, cogeneración y residuos que sean susceptibles de percibir el régimen retributivo específico (por entrar en el ámbito de aplicación expuesto en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014), asignando una instalación tipo (referenciada mediante un código) a cada una en base a los siguientes criterios:

Tener o no reconocida retribución primada a 13 de julio de 2013.

Grupo y/o subgrupo correspondiente del ámbito de aplicación.

Potencia instalada.

Tecnología: motor de combustión interna, turbina.

Haber sido objeto o no de una modificación sustancial.

Año de autorización a la explotación definitiva.

¿Qué se entiende por año de autorización de explotación definitiva? Año en el que la instalación presenta el acta de puesta en servicio, y por lo tanto comienza a percibir el régimen retributivo específico (régimen especial). Por ejemplo, una instalación de producción de energía eléctrica de las siguientes características:

Sí tenía reconocida retribución en régimen específico con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013 (14 de julio del 2013).

Cogeneración que emplea gas natural como combustible, suponiendo este el 100% (mayor del 95% por lo tanto) de la energía primaria empleada (subgrupo a.1.1).

Tiene una potencia instalada de 5 MWe

Emplea un motor de combustión interna para la producción de energía eléctrica.

La instalación no ha sido objeto de una modificación sustancial desde que recibió la autorización a la explotación definitiva.

La instalación recibió la autorización a la explotación definitiva a la explotación en el año 2009.

Por lo tanto, en base a estas características y atendiendo al anexo III de la Orden ITC 1045/2014, a la instalación de producción de energía eléctrica de la cual queremos calcular el régimen retributivo específico le corresponde la instalación tipo con código IT-01204.

Así pues, se fijará un código a cada instalación tipo, y a cada cual le corresponderán ciertos valores de los parámetros retributivos siguientes:

Retribución a la inversión (𝑅𝑖𝑛𝑣,𝑗,𝑎).

Retribución a la operación (𝑅𝑜,𝑖).

Coeficiente de ajuste (𝐶𝑗,𝑎) .

Horas mínimas de funcionamiento (𝑁ℎ𝑚𝑖𝑛) (para los diferentes periodos de

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corrección)

Umbral de funcionamiento (𝑈𝑓) (para los diferentes periodos de corrección).

Horas máximas de funcionamiento (𝑁ℎ𝑚𝑎𝑥) (a efectos de percepción de la retribución a la operación).

Valor de la inversión inicial (𝑉𝐼𝑎) (parámetro cuyo valor nunca será revisado).

Vida útil regulatoria (𝑉𝑈) (parámetro cuyo valor nunca será revisado).

Ingresos derivados de la venta de electricidad en el mercado de producción (𝐼𝑛𝑔𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑐) .

Coste evitado por autoconsumo de electricidad y aprovechamiento del calor útil (𝐶𝑒𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑜).

Coste de explotación (𝐶𝑒𝑥𝑝𝑙).

Coste del combustible (𝐶𝑐𝑏𝑙𝑒).

Horas brutas de funcionamiento (𝑁ℎ𝑖,𝑗)

Estos parámetros correspondientes una instalación tipo, se han calculado en base a la actividad de una planta modelo (eficiente y bien gestionada) de las características de la instalación tipo. Por lo tanto, a una instalación tipo le corresponde una instalación real (la cual desconocemos) que sirve como modelo, y a partir de cuya actividad se estiman los parámetros retributivos enumerados anteriormente, que sirven para calcular la retribución de las instalaciones que se acogen al régimen retributivo.

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2.4. RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN 2.4.1. FUNDAMENTO Y CÁLCULO

La retribución a la inversión representa el ingreso anual que ha de percibir el titular de la instalación de cogeneración, desde el momento en el que se calculó dicho parámetro, hasta el final de su vida útil regulatoria, para recuperar la inversión acometida, o el valor de la misma en el momento de cálculo del parámetro retributivo. El valor futuro F de la serie de transacciones en concepto de retribución a la inversión (𝑅𝑖𝑛𝑣)

será la suma de los términos de una progresión geométrica de (𝑎 + 𝑉𝑈) − 𝑝 términos, razón

(1 + 𝑡𝑗), término final 𝑅𝑖𝑛𝑣 · (1 + 𝑡𝑗)(𝑎+𝑉𝑈)−𝑝−1

y término inicial 𝑅𝑖𝑛𝑣:

𝐹 = 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑗,𝑎 · ∑ (1 + 𝑡𝑗)𝑖−1

=𝑅𝑖𝑛𝑣𝑗,𝑎

· (1 + 𝑡𝑗)𝑎+𝑉𝑈−𝑝−1

· (1 + 𝑡𝑗) − 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑗,𝑎

(1 + 𝑡𝑗) − 1

𝑎+𝑉𝑈−𝑝

𝑖=𝑝

= 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑗,𝑎 ·(1 + 𝑡𝑗)

𝑎+𝑉𝑈−𝑝− 1

𝑡𝑗

Por otro lado, el valor futuro del valor neto del activo al inicio del semiperiodo regulatorio j, es decir, la cantidad invertida que aún no ha sido recuperada al inicio del semiperiodo regulatorio j, será:

𝐹 = 𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎 · (1 + 𝑡𝑗)𝑎+𝑉𝑈−𝑝

Puesto que la retribución a la inversión se basa en la igualdad de ambos valores futuros, procedemos a la igualación de ambos:

𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎 · (1 + 𝑡𝑗)𝑎+𝑉𝑈−𝑝

= 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑗,𝑎·(1 + 𝑡𝑗)

𝑎+𝑉𝑈−𝑝− 1

𝑡𝑗→ 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑗,𝑎

= 𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎 ·𝑡𝑗 · (1 + 𝑡𝑗)

𝑎+𝑉𝑈−𝑝

(1 + 𝑡𝑗)𝑎+𝑉𝑈−𝑝

− 1

Por último, al ser 𝑝𝑗 el primer año del semiperiodo regulatorio j, ‘a’ el año de autorización

definitiva a la explotación (cuando comienza a contabilizar la vida útil regulatoria de la instalación) y VU la propia vida útil regulatoria de la instalación:

𝑎 + 𝑉𝑈 − 𝑝𝑗 = 𝑉𝑅𝑗

Parámetro que se conoce como vida residual de la instalación al inicio del semiperiodo regulatorio j. Sin embargo, la expresión anteriormente deducida no tiene en cuenta beneficios derivados de la actividad de la propia instalación. Por ello, se aplica un factor sobre el ingreso anual en concepto de retribución a la inversión, denominado coeficiente de ajuste 𝐶𝑗,𝑎, cuyo significado

y método de cálculo se detallará más adelante.

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Figura 8: Amortización de la inversión en la instalación tipo desde la entrada en vigor del Real Decreto 413/2014.

De este modo, el artículo 16 establece que el cálculo del valor de la retribución en concepto de retribución a la inversión se determina mediante la siguiente expresión:

𝑹𝒊𝒏𝒗𝒋,𝒂 = 𝑪𝒋,𝒂 · 𝑽𝑵𝑨𝒋,𝒂 ·𝒕𝒋 · (𝟏 + 𝒕𝒋)

𝑽𝑹𝒋

(𝟏 + 𝒕𝒋)𝑽𝑹𝒋

− 𝟏

𝑅𝑖𝑛𝑣𝑗,𝑎: Retribución a la inversión percibida durante el semiperiodo regulatorio j (€/MW).

𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎: Valor Neto del Activo al inicio del semiperiodo regulatorio j (€/MW) para una instalación con

autorización a la explotación definitiva en el año a. 𝐶𝑗,𝑎: Coeficiente de ajuste a aplicar en el semiperiodo regulatorio j (tanto por uno) para una instalación

con autorización a la explotación definitiva en el año a. 𝑡𝑗 : Rentabilidad razonable a aplicar en el semiperiodo regulatorio j. 𝑉𝑅𝑗: Vida residual de la instalación tipo al inicio del semiperiodo regulatorio j.

2.4.2. VIDA RESIDUAL (𝑉𝑅𝑗)

El parámetro 𝑉𝑅𝑗 representa por lo tanto el número de años que le restan al inicio del

semiperiodo regulatorio j (primer día natural del semiperiodo regulatorio j) para que finalice la vida útil regulatoria de la instalación tipo. Por ejemplo, sea una instalación tipo correspondiente a una cogeneración, a la cual le corresponde como el año de autorización a la explotación definitiva el 2009 (a=2009), para la cual deseamos calcular la vida residual correspondiente al segundo semiperiodo regulatorio (j=2), para el cual, el inicio corresponderá al 1 de enero de 2017. Como sabemos, a una instalación de cogeneración se le asigna una vida útil regulatoria (VU) de 25 años. Por otro lado, en el caso de una instalación de cogeneración que tenía reconocida retribución primada con fecha anterior al 13 de julio de 2013 (fecha de puesta en vigor del Real Decreto-ley 9/2013), se establece que la vida útil regulatoria comienza el 1 de enero del año siguiente al de concesión de la autorización a la explotación definitiva. Por lo tanto, para la instalación tipo que está siendo analizada, la vida útil regulatoria comienza el 1 de enero del 2010. Así pues, entre el 1 de enero del 2010 (inicio de la vida útil regulatoria) y el 1 de enero del 2017, 𝑝𝑗 = 2017 (inicio del segundo semiperiodo regulatorio), han transcurrido 7 años. Por lo tanto, la vida residual correspondiente al segundo semiperiodo regulatorio (𝑉𝑅2) es igual a 18 años.

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𝑉𝑅2 = 𝑎 + 𝑉𝑈 − 𝑝2 = 2010 + 25 − 2017 = 18 𝑎ñ𝑜𝑠

2.4.3. VALOR NETO DE LA INVERSIÓN (𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎)

El valor neto de la inversión representa el valor de la inversión, en € por MW de potencia instalada de la instalación, que a fecha de inicio del semiperiodo al cual está ligado, no ha sido recuperado gracias a la propia actividad de la instalación de producción de energía eléctrica. Como hemos dicho, el valor neto de la inversión es un parámetro ligado al semiperiodo regulatorio, por lo que el valor neto de la inversión es un parámetro cuyo valor es revisado únicamente cada tres años, es decir, al inicio de cada semiperiodo regulatorio. Al inicio de cada semiperiodo regulatorio el valor neto del activo será actualizado, en función de los ingresos netos que se estiman la instalación ha percibido, a través de los ingresos netos que la instalación tipo correspondiente ha obtenido. Metodología de cálculo del Valor Neto del Activo Diferenciamos dos casos de metodología de cálculo del valor neto del activo, en función de si tenía reconocida retribución primada con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013. El primer caso a analizar es aquel en el que la instalación de cogeneración tenía reconocida retribución primada con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, es decir, tenía reconocida retribución primada regulada según el Real Decreto 661/2007, o lo que es lo mismo, en régimen especial. Como sabemos, estas instalaciones quedan automáticamente inscritas en el registro de régimen retributivo específico, es decir, siguen percibiendo retribución primada, cambiando únicamente el reglamento que regula el cálculo de la misma.

Primer semiperiodo regulatorio (j= 1) [Calculado a fecha de 01/01/2014]

𝑽𝑵𝑨𝒋,𝒂 = [𝑽𝑰𝒂 · (𝟏 + 𝒕)𝒑−𝒂−𝟏 − ∑ (𝑰𝒏𝒈𝒊 − 𝑪𝒆𝒙𝒑𝒊) · (𝟏 + 𝒕)𝒑−𝒊−𝟏

𝒑−𝟏

𝒊=𝒂+𝟏

]

𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎: Valor neto del activo para el semiperiodo regulatorio j. 𝑉𝐼𝑎: Valor estimado de la inversión inicial (en € por MW de potencia eléctrica instalada) para la instalación tipo correspondiente. 𝑎: Año de autorización a la explotación definitiva

𝑝: Primer año del semiperiodo regulatorio j(en este caso el año 2014) 𝑡 : Rentabilidad razonable (tasa de actualización) aplicable para el periodo comprendido entre la concesión de la autorización definitiva de la instalación a la explotación y el 13 de julio del 2013.

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Figura 9: Flujos de caja teóricos para la instalación tipo.

J-ésimo semiperiodo regulatorio (j≥ 2) [Calculado a fecha de 01/01/(2014+(j-1)·3)]

𝑽𝑵𝑨𝒋,𝒂 = [𝑽𝑵𝑨𝒋−𝟏,𝒂 · (𝟏 + 𝒕𝒋−𝟏)𝟑− ∑ (𝑰𝒏𝒈𝒊,𝒋−𝟏 − 𝑪𝒆𝒙𝒑𝒊,𝒋−𝟏 − 𝑽𝒂𝒋𝒅𝒎𝒊,𝒋−𝟏) · (𝟏 + 𝒕𝒋−𝟏)

𝒑−𝒊−𝟏

𝒑−𝟏

𝒊=𝒂+𝟏

]

El segundo caso a analizar es la de aquella instalación de cogeneración a la que se le concede el régimen retributivo específico con posterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013. En un principio, el valor neto del activo toma como valor la estimación para la inversión inicial realizada para la instalación tipo correspondiente. Posteriormente, en el inicio de los sucesivos semiperiodos regulatorios, el valor neto del activo se actualizará igual que en el caso anterior.

Primer semiperiodo regulatorio (j= 1) [Calculado a fecha de 01/01/a]

𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎 = 𝑉𝐼𝑎

Segundo semiperiodo regulatorio (j=2) [Calculado a fecha de 01/01/2017]

𝑽𝑵𝑨𝒋,𝒂 = [𝑽𝑰𝒂 · (𝟏 + 𝒕𝒋−𝟏)𝒑−𝒂

− ∑(𝑰𝒏𝒈𝒊,𝒋−𝟏 − 𝑪𝒆𝒙𝒑𝒊,𝒋−𝟏 − 𝑽𝒂𝒋𝒅𝒎𝒊,𝒋−𝟏)(𝟏 + 𝒕𝒋−𝟏)𝒑−𝒊−𝟏

𝒑−𝟏

𝒊=𝒂

]

J-ésimo semiperiodo regulatorio (j ≥ 3) [Calculado a fecha de 01/01/(2014+(j-1)·3)]

𝑽𝑵𝑨𝒋,𝒂 = [𝑽𝑵𝑨𝒋−𝟏,𝒂 · (𝟏 + 𝒕𝒋−𝟏)𝟑− ∑ (𝑰𝒏𝒈𝒊,𝒋−𝟏 − 𝑪𝒆𝒙𝒑𝒊,𝒋−𝟏 − 𝑽𝒂𝒋𝒅𝒎𝒊,𝒋−𝟏) · (𝟏 + 𝒕𝒋−𝟏)

𝒑−𝒊−𝟏

𝒑−𝟏

𝒊=𝒂+𝟏

]

El parámetro 𝐼𝑛𝑔𝑖,𝑗 representa el ingreso total estimado que es percibido por la instalación tipo durante el año i, que corresponde al semiperiodo regulatorio j, expresado en € por MWe de potencia instalada. Este conjunto de ingresos incluye, para cada año:

Derivados de la venta de electricidad (𝐼𝑛𝑔𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑐) en el mercado de producción, en cualquiera de sus formas negociación.

Coste evitado (𝐶𝑒𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑜) por autoconsumo de electricidad y producción de calor útil de

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cogeneración.

Retribución a la operación (𝑅𝑜).

Retribución a la inversión (𝑅𝑖𝑛𝑣) .

𝐼𝑛𝑔𝑖,𝑗−1 = 𝐼𝑛𝑔𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑐,𝑖,𝑗−1

+ 𝐶𝑒𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑜,𝑖,𝑗−1 + 𝑅𝑜,𝑖,𝑗−1 + 𝑅𝑖𝑛𝑣,𝑖,𝑗−1

Tanto los ingresos derivados de la venta de electricidad en el mercado de producción, como los costes evitados por autoconsumo de energía eléctrica y aprovechamiento de los gases de escape o líquido de refrigeración de los motores (producción), son estimados en €/MWhe bruto producido en bornes del alternador, para la instalación de referencia correspondiente a la instalación tipo. Por lo tanto, para pasar los datos tomados (anexo VII) de ingresos derivados de la explotación, de €/MWhe a €/ MWe, y de este modo poder calcular el valor neto del activo 𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎 es preciso multiplicarlos por las horas brutas de funcionamiento, que también se encuentran disponibles en el anexo VII para cada instalación tipo.

𝐼𝑛𝑔𝑖,𝑗 [€

𝑀𝑊𝑒

] = 𝐼𝑛𝑔𝑖,𝑗 [€

𝑀𝑊ℎ𝑒

] · 𝑁ℎ𝑖,𝑗(ℎ)

Por otro lado, el parámetro 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑖,𝑗 representa el coste total derivado de la explotación por parte de la instalación tipo durante el año i, que corresponde al semiperiodo regulatorio j, expresado en € por MWe de potencia instalada. Este conjunto de costes incluye, para cada año:

Coste del combustible (𝐶𝑐𝑏𝑙𝑒) empleado por la instalación tipo.

Costes de explotación (𝐶𝑒𝑥𝑝𝑙), que incluyen a su vez los siguientes costes:

o Costes de operación y mantenimiento. o Costes del peaje de acceso a las redes de transporte y distribución. o Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica.

Al igual que los ingresos considerados que se derivan de la explotación, los costes son estimados para cada instalación tipo están expresados en €/ MWhe, siendo preciso multiplicarlos por las horas brutas de funcionamiento para expresarlo en las unidades precisas para el cálculo del valor neto del activo, que se expresa en €/MWe.

𝐶𝑒𝑥𝑝𝑖,𝑗 [€

𝑀𝑊𝑒

] = 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑖,𝑗 [€

𝑀𝑊ℎ𝑒

] · 𝑁ℎ𝑖,𝑗(ℎ)

Por último, el parámetro 𝑉𝑎𝑗𝑑𝑚𝑖,𝑗−1 es el ajuste por desviación en el precio de mercado

realizado cada año i del semiperiodo j. El artículo 22 [3] contempla un ajuste en el caso de que el precio medio anual del mercado diario e intradiario se encuentre fuera de unos límites establecidos mediante la Orden 1045/2014 [2] (en el caso del primer semiperiodo regulatorio). Este ajuste tendría efecto en la actualización del valor neto del activo al finalizar un semiperiodo regulatorio j. Se establecen cuatro límites (dos superiores y dos inferiores) LS2, LS1, LI1 y LI2 para el precio medio de la electricidad en el mercado diario e intradiario, de tal forma que LS2 > LS1 > LI1 > LI2. Estos límites se revisarán para cada año i del semiperiodo regulatorio j, antes del comienzo de este último.

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Así pues, dado un valor del precio medio diario e intradiario para un año i de un semiperiodo regulatorio j, se dará uno de los siguientes cinco casos: (𝑎)𝑃𝑚𝑖,𝑗 > 𝐿𝑆2𝑖,𝑗: 𝑉𝑎𝑗𝑑𝑚𝑖,𝑗 = 𝑁ℎ𝑖,𝑗 · 0,5 · (𝐿𝑆1𝑖,𝑗 − 𝐿𝑆2𝑖,𝑗) + 𝑁ℎ𝑖,𝑗 · (𝐿𝑆2𝑖,𝑗 − 𝑃𝑚𝑖,𝑗)

Por lo tanto se genera un saldo negativo, o lo que es lo mismo, en la actualización del valor neto del activo, se genera un ingreso ficticio que reduce el valor neto del activo para el siguiente semiperiodo, y en consecuencia hace lo mismo con el valor del parámetro retribución a la inversión. (𝑏)𝐿𝑆2𝑖,𝑗 > 𝑃𝑚𝑖,𝑗 > 𝐿𝑆1𝑖,𝑗: 𝑉𝑎𝑗𝑑𝑚𝑖,𝑗 = 𝑁ℎ𝑖,𝑗 · 0,5 · (𝐿𝑆1𝑖,𝑗 − 𝑃𝑚𝑖,𝑗)

Este caso produce un efecto análogo al anterior sobre la retribución a la inversión, aunque en menor cuantía. (𝑐)𝐿𝑆1𝑖,𝑗 > 𝑃𝑚𝑖,𝑗 > 𝐿𝐼1𝑖,𝑗: 𝑉𝑎𝑗𝑑𝑚𝑖,𝑗 = 0

Por lo tanto, en este caso se genera un saldo nulo que no modifica el valor neto del activo en el semiperiodo regulatorio siguiente. (𝑑)𝐿𝐼1𝑖,𝑗 > 𝑃𝑚𝑖,𝑗 > 𝐿𝐼2𝑖,𝑗: 𝑉𝑎𝑗𝑑𝑚𝑖,𝑗 = 𝑁ℎ𝑖,𝑗 · 0,5 · (𝐿𝐼1𝑖,𝑗 − 𝑃𝑚𝑖,𝑗)

Para este caso lo que obtenemos es un saldo positivo, o lo que es lo mismo, se genera un coste ficticio que hace aumentar el valor neto del activo para el siguiente semiperiodo, y en consecuencia hace lo mismo con el parámetro retribución a la inversión. (𝑒)𝑃𝑚𝑖,𝑗 < 𝐿𝐼2𝑖,𝑗: 𝑉𝑎𝑗𝑑𝑚𝑖,𝑗 = 𝑁ℎ𝑖,𝑗 · 0,5 · (𝐿𝐼1𝑖,𝑗 − 𝐿𝐼2𝑖,𝑗) + 𝑁ℎ𝑖,𝑗 · (𝐿𝐼2𝑖,𝑗 − 𝑃𝑚𝑖,𝑗)

Este caso produce un efecto análogo al anterior sobre la retribución a la inversión, aunque en mayor cuantía. Como podemos observar, el valor del saldo producido depende directamente del número de horas brutas anuales equivalentes de funcionamiento de la instalación tipo 𝑁ℎ𝑖,𝑗, que son

valores estimados y expuestos en la Orden ITC 1045/2014 [2], y son utilizados para el cálculo de los parámetros retributivos. 𝑉𝑎𝑗𝑑𝑚𝑖,𝑗: Valor de ajuste por desviaciones en el precio de mercado en el año i del semiperiodo

regulatorio j. 𝑁ℎ𝑖,𝑗: Número de horas equivalentes de funcionamiento estimadas para la instalación tipo

correspondientes al año i del semiperiodo regulatorio j. 𝑃𝑚𝑖,𝑗: Precio medio anual del MWhe en el mercado e intradiario durante el año i del semiperiodo

regulatorio j. 𝐿𝑆2𝑖,𝑗: Límite superior 2 del precio anual medio del MWhe en el mercado e intradiario asignado para el

año i del semiperiodo regulatorio j. 𝐿𝑆1𝑖,𝑗: Límite superior 1 del precio anual medio del MWhe en el mercado e intradiario asignado para el

año i del semiperiodo regulatorio j. 𝐿𝐼1𝑖,𝑗: Límite inferior 1 del precio anual medio del MWhe en el mercado e intradiario asignado para el

año i del semiperiodo regulatorio j. 𝐿𝑆2𝑖,𝑗: Límite superior 2 del precio anual medio del MWhe en el mercado e intradiario asignado para el

año i del semiperiodo regulatorio j.

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Figura 10: Diagrama de flujo para la determinación del valor de ajuste por desviación en el precio de mercado.

2.4.5. COEFICIENTE DE AJUSTE (𝐶𝑗,𝑎)

Como ya sabemos, el parámetro 𝐶𝑗,𝑎 es denominado como coeficiente de ajuste, y representa

el tanto por uno de los costes de inversión de la instalación tipo que en el momento de iniciarse el semiperiodo regulatorio j se estima no podrán ser recuperados por la propia actividad de la planta. Es decir, si al inicio del semiperiodo regulatorio j, el coste actualizado de tu inversión queda representado por el valor neto del activo en tal momento (𝑉𝑁𝐴𝑗), el coeficiente de ajuste

representa el tanto por uno de tal cantidad que, se estima, no podrá ser recuperado por el saldo resultante (y actualizado al inicio del semiperiodo regulatorio j) de la diferencia entre el sumatorio de ingresos estimados futuros (venta de electricidad, coste evitado por autoconsumo de electricidad más calor útil y la retribución a la operación correspondiente) y los costes derivados de la operación (coste del combustible y costes de explotación). La tasa de actualización empleada es la rentabilidad razonable Sin embargo, la cogeneración, así entendida a través de los datos expuestos en las fichas individualizadas de las instalaciones tipo correspondiente al grupo de cogeneración, que se encuentran en el anexo VII [2], es deficitaria. Esto implica, que la retribución a la operación tomará un valor no nulo para cada uno de los años de la vida útil regulatoria de la planta, resultando la diferencia estimada en el futuro entre ingresos y costes derivados de la operación igual a cero.

20

𝐼𝑛𝑔𝑓𝑖 − 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑓𝑖 = (𝐼𝑛𝑔𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑐,𝑖 + 𝐶𝑒𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑜,𝑖 + 𝑅𝑜,𝑖)𝑓𝑢𝑡− (𝐶𝑐𝑏𝑙𝑒,𝑖 + 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑙,𝑖)𝑓𝑢𝑡

𝑦

𝑅𝑜,𝑖,𝑓𝑢𝑡 = (𝐶𝑐𝑏𝑙𝑒,𝑖 + 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑙,𝑖)𝑓𝑢𝑡− (𝐼𝑛𝑔𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑐,𝑖 + 𝐶𝑒𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑜,𝑖)𝑓𝑢𝑡

→

→ 𝐼𝑛𝑔𝑓𝑖 − 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑓𝑖 = (𝐼𝑛𝑔𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑐,𝑖 + 𝐶𝑒𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑜,𝑖 + 𝑅𝑜,𝑖)𝑓𝑢𝑡− (𝐶𝑐𝑏𝑙𝑒,𝑖 + 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑙,𝑖)𝑓𝑢𝑡

= 0

Por lo tanto, planteamos la siguiente hipótesis: el cien por cien del valor de la inversión no podrá ser recuperados por los ingresos derivados de la propia actividad de la planta. La hipótesis anteriormente planteada equivale a estimar el valor del coeficiente de ajuste igual a la unidad para cada uno de los semiperiodos regulatorios j. Aun en ese caso, el coeficiente de ajuste nos viene impuesto por el Ministerio según sus estimaciones, por lo que tendremos que esperar a las sucesivas órdenes ministeriales para confirmarlo. Sin embargo, exponemos a continuación la metodología de cálculo del coeficiente de ajuste. 2.4.5.1. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE AJUSTE

Al igual que en el caso del cálculo del valor neto del activo, para la metodología de cálculo del coeficiente de ajuste es preciso discernir entre las instalaciones que tuvieran reconocido régimen retributivo específico antes de la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, y aquellas que no. Primer caso:

J-ésimo semiperiodo regulatorio (j≥ 1) [Calculado a fecha de 01/01//(2014+(j-1)·3)]

𝐶𝑗,𝑎 =

𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎 − ∑𝐼𝑛𝑔𝑓𝑖 − 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑓𝑖

(1 + 𝑡𝑗)𝑖−𝑝+1

𝑎+𝑉𝑈𝑖=𝑝

𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎

Segundo caso:

Primer semiperiodo regulatorio (j=1) [Calculado a fecha de 01/01/2014]

𝐶𝑗,𝑎 =

𝑉𝐼𝑎 − ∑𝐼𝑛𝑔𝑓𝑖 − 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑓𝑖

(1 + 𝑡𝑗)𝑖−𝑝+1

𝑎+𝑉𝑈−1𝑖=𝑎

𝑉𝐼𝑎

J-ésimo semiperiodo regulatorio (j≥2) [Calculado a fecha de 01/01//(2014+(j-1)·3)]

𝐶𝑗,𝑎 =

𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎 − ∑𝐼𝑛𝑔𝑓𝑖 − 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑓𝑖

(1 + 𝑡𝑗)𝑖−𝑝+1

𝑎+𝑉𝑈−1𝑖=𝑝

𝑉𝑁𝐴𝑗,𝑎

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2.4.5.2. RENTABILIDAD RAZONABLE (𝑡𝑗)

Se trata de una novedad en el régimen retributivo introducido en el Real Decreto 413/2014. La rentabilidad razonable representa la tasa de actualización aplicada sobre ingresos y costes para el cálculo de los parámetros retributivos anteriormente expuestos. El valor que toma la rentabilidad razonable para un semiperiodo regulatorio, 𝑡𝑗, será

modificado al inicio de cada periodo regulatorio (es decir cada seis años). Por lo tanto, a cada periodo regulatorio le corresponde un valor de la rentabilidad razonable, que se aplicarán para los dos semiperiodos regulatorios del mismo. La rentabilidad razonable se calcula mediante la adición de dos términos: A y diferencial. En primer lugar, el término A, que representa la media del rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario de los 24 meses previos al mes de mayo del año anterior al del inicio del periodo regulatorio. Por otro lado, el segundo parámetro es un diferencial que se añade al rendimiento medio A. El valor que toma el diferencial añadido es absolutamente subjetivo y sujeto a la decisión del Gobierno. Así pues, esto añade más incertidumbre si cabe a la evolución del valor de la rentabilidad razonable, puesto que, como hemos visto, esta depende de la evolución del rendimiento medio de las Obligaciones del Estado en el mercado secundario, y ahora incluimos un diferencial añadido cuyo valor solo está sujeto a la decisión del Gobierno.

𝑡𝑗 = 𝐴 + 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙

𝑡𝑗: Rentabilidad razonable aplicable al semiperiodo regulatorio j.

𝐴: Rendimiento medio de las Obligaciones del Estado a diez años. 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙: Diferencial fijado por el Gobierno que es añadido al parámetro A.

De manera particular, como dijimos anteriormente, la disposición adicional primera [3], establece que el valor que tomará la rentabilidad razonable para el primer periodo regulatorio, que será el rendimiento medio de las Obligaciones del Estado a diez años, calculado como la media de las cotizaciones en el mercado secundario de los meses de abril, mayo y junio de 2013 (4.503 %), incrementado en 300 puntos básicos (+ 3 %). Por lo tanto, para la rentabilidad razonable para el primer semiperiodo regulatorio será de 7.503 %. En cuanto a la revisión, por ejemplo, para la revisión de la rentabilidad razonable aplicable al segundo periodo regulatorio, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo calculará el rendimiento medio de las Obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario desde el 1 de mayo del 2017 hasta el 31 de abril de 2019. Este valor A será dado por el Ministerio y es función de la evolución de la rentabilidad de las Obligaciones del Estado en el mercado secundario. Por lo tanto, no sabemos a día de hoy qué valor tomará, aún siendo un parámetro fundamental en el valor que tomará la retribución en régimen específico percibida. La rentabilidad razonable es un parámetro que afectará de manera directa a la cantidad percibida por el titular de la instalación en concepto de retribución a la inversión. De hecho, este efecto es de proporcionalidad directa, puesto que un aumento de la rentabilidad razonable producirá un aumento en los ingresos retributivos.

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2.4.6. INSTALACIONES HÍBRIDAS El cálculo de la retribución a la inversión presenta una ligera peculiaridad respecto al cálculo de la retribución a la operación. La Orden ITC 1045/2014 en su artículo 4 [3] indica que para el cálculo de la retribución a la inversión de una instalación híbrida tipo 1 ha de hacerse la distinción entre el caso de que la instalación híbrida emplee combustibles del grupo b.6 o no.

(a) La instalación híbrida tipo 1 sí emplea combustibles del grupo b.6:

𝐼𝑛𝑔𝑅𝑖𝑛𝑣 = 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑏.6 · 𝑃𝑟𝑒 ·𝑃𝑡𝑏.6 + 𝑃𝑡𝑏.8

𝑃𝑡𝑏.6 + 𝑃𝑡𝑏.8 + 𝑃𝑡𝑐.2+ 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑐.2 · 𝑃𝑟𝑒 ·

𝑃𝑡𝑐.2𝑃𝑡𝑏.6 + 𝑃𝑡𝑏.8 + 𝑃𝑡𝑐.2

(b) La instalación híbrida tipo 1 no emplea combustible del grupo b.6:

𝐼𝑛𝑔𝑅𝑖𝑛𝑣 = 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑏.8 · 𝑃𝑟𝑒 ·𝑃𝑡𝑏.8

𝑃𝑡𝑏.6 + 𝑃𝑡𝑏.8 + 𝑃𝑡𝑐.2+ 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑐.2 · 𝑃𝑟𝑒 ·

𝑃𝑡𝑐.2𝑃𝑡𝑏.6 + 𝑃𝑡𝑏.8 + 𝑃𝑡𝑐.2

𝑃𝑟𝑒: Potencia con derecho a régimen retributivo específico.

𝑃𝑡𝑏.6: Potencia térmica obtenida de equipos empleen combustible del grupo b.6. 𝑃𝑡𝑏.8: Potencia térmica obtenida de equipos empleen combustible del grupo b.8. 𝑃𝑡𝑐.2: Potencia térmica obtenida de equipos empleen combustible del grupo c.2. 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑏.6: Retribución a la inversión para instalaciones que empleen combustible del grupo b.6. 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑏.8 : Retribución a la inversión para instalaciones que empleen combustible del grupo b.8. 𝑅𝑖𝑛𝑣𝑐.2: Retribución a la inversión para instalaciones que empleen combustible del grupo c.2.

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2.5. RETRIBUCIÓN A LA OPERACIÓN 2.5.1. FUNDAMENTO Y CÁLCULO

El artículo 17 [3] establece que la retribución a la operación se calculará de forma que adicionada a la estimación de ingresos de explotación por unidad de energía iguale a los costes estimados por unidad de energía generada.

𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠(€/𝑀𝑊ℎ𝑒,𝐸𝑥𝑝) + 𝑅𝑜(€/𝑀𝑊ℎ𝑒,𝐸𝑥𝑝) = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠(€/𝑀𝑊ℎ𝑒,𝐸𝑥𝑝)

Como explicamos anteriormente, a una instalación de cogeneración (realmente a cualquier instalación que entre dentro del ámbito de aplicación de Real Decreto 413/2014) que le sea concedida la retribución en régimen específico, se le asignará, en función de sus características una instalación tipo, identificada mediante un código. Sobre la instalación de referencia asignada a una instalación tipo no conocemos nada, salvo los valores acerca de los siguientes parámetros que son estimados:

Ingresos derivados de la venta de electricidad en el mercado de producción (𝐼𝑛𝑔𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑐) en €/MWhe, bruto.

Coste evitado por autoconsumo de electricidad y aprovechamiento del calor útil (𝐶𝑒𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑜) en €/MWhe, bruto.

Coste de explotación (𝐶𝑒𝑥𝑝𝑙) en €/MWhe, bruto.

Coste del combustible (𝐶𝑐𝑏𝑙𝑒) en €/MWhe, bruto.

Relación electricidad exportada a la red sobre electricidad bruta producida (MWhe, Exp / MWhe, Bruto)

Así pues, para el cálculo del parámetro retribución a la operación, a partir de los valores dados para la instalación tipo correspondiente, se aplica la siguiente expresión:

𝑅𝑜 [€

𝑀𝑊ℎ𝑒,𝐸𝑥𝑝] =

[(𝐶𝑐𝑏𝑙𝑒 + 𝐶𝑒𝑥𝑝𝑙) − (𝐼𝑛𝑔𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑐 + 𝐶𝑒𝑣𝑖𝑡𝑎𝑑𝑜)]

𝐸𝑒𝑥𝑝/𝐸𝑏𝑟𝑢𝑡𝑎

Por lo tanto, la retribución percibida por el titular de una instalación de cogeneración en concepto de retribución a la operación no dependerá de la actividad de la misma, sino de la actividad de la instalación empleada por el Ministerio como referencia para la instalación tipo correspondiente. Salvo en dos casos excepcionales, que se detallan en el párrafo siguiente, para calcular los ingresos derivados de la retribución a la operación correspondiente a un año de operación, se multiplica el valor de la retribución a la operación, por la energía eléctrica vendida en el mercado de producción, en cualquiera de sus formas de contratación.

𝐼𝑛𝑔𝑅𝑜 = 𝑅𝑜 · 𝐸𝑒𝑥𝑝

Sin embargo, las dos excepciones, en las cuales el cálculo de los ingresos derivados de la retribución a la operación se calcula de otro modo, son las siguientes:

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Existencia de un número máximo de horas equivalentes para la percepción de Ro Para ciertas instalaciones tipo se establece un número de horas equivalentes máximas con derecho a percepción de la retribución a la operación 𝑁ℎ,𝑚𝑎𝑥𝑅𝑜. Por lo tanto, el valor de la energía eléctrica empleada para el cálculo de la retribución a la operación será igual a la energía eléctrica vendida en el mercado de producción siempre que sea menor o igual al producto de 𝑁ℎ,𝑚𝑎𝑥𝑅𝑜 por la potencia eléctrica instalada en la cogeneración.

𝐼𝑛𝑔𝑅𝑜 = 𝑅𝑜 · 𝐸𝑒𝑥𝑝 𝐸𝑒𝑥𝑝⁄ ≤ 𝑁ℎ,𝑚𝑎𝑥𝑅𝑜 · 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡

Potencia con derecho a régimen retributivo específico menor que la potencia instalada

Como explicamos en el apartado 1, la potencia adjudicada con derecho a régimen retributivo específico a la instalación de cogeneración puede ser inferior a la potencia instalada. Por lo tanto, en este caso no toda la electricidad vendida en el mercado de producción tiene derecho a la percepción de la retribución a la operación. En este caso, los ingresos derivados de Ro se calcularán como:

𝐼𝑛𝑔𝑅𝑜 = 𝑅𝑜 · 𝐸𝑒𝑥𝑝 ·𝑃𝑟𝑒

𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡

2.5.2. INSTALACIONES HÍBRIDAS La retribución a la operación para una instalación híbrida tipo 1 se determina de forma similar al de una instalación tipo simple, pero en este caso aplicando el principio de superposición. Es decir, a partir del dato de la retribución a la operación correspondiente a instalaciones tipo que emplean un único combustible i (𝑅𝑜𝑖), del conjunto n de combustibles empleados, y de la energía eléctrica vendida en el mercado de producción imputable al consumo de dichos combustible por separado, la retribución a la operación

𝐼𝑛𝑔𝑅𝑜 = ∑ 𝑅𝑜𝑖 · 𝐸𝑟𝑖

𝑛

𝑖=1

Por ejemplo, sea una instalación de cogeneración que emplee biomasa procedente de actividades agrícolas (grupo b.6) y biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola (grupo b.8).

𝐼𝑛𝑔𝑅𝑜 = 𝑅𝑜𝑏.6 · 𝐸𝑟𝑏.6 + 𝑅𝑜𝑏.8 · 𝐸𝑟𝑏.8

Por lo tanto, en primera lugar se calcula el porcentaje de energía primaria aportada por cada uno de los combustibles sobre el total empleado por la instalación híbrida, aplicando tal porcentaje sobre el total de la energía eléctrica bruta producida. De este modo se determina la cantidad de energía eléctrica 𝐸𝑟𝑖 vendida en el mercado de producción que ha sido obtenida a partir de cada uno de los combustibles.

𝐸𝑟𝑖 = 𝐸𝐶𝑖

𝐶𝑏

𝐶𝑖: Energía primaria procedente del combustible i (calculada por masa y PCI) 𝐶𝑏: Energía primaria procedente del total de combustible empleado. 𝐸: Energía eléctrica vendida en el mercado de producción obtenida a partir del total de combustible empleado.

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Por lo tanto, es preciso mantener un registro documental que permita determinar de manera fehaciente e inequívoca la energía eléctrica producida atribuible a cada uno de los combustibles y tecnologías de los grupos especificados.

2.6. CORRECCIÓN POR NÚMERO DE HORAS EQUIVALENTES DE FUNCIONAMIENTO Para la percepción del total del régimen retributivo específico es necesario superar un mínimo de horas de funcionamiento equivalentes (𝑁ℎ𝑚𝑖𝑛) estipulado para la instalación tipo correspondiente. El segundo apartado del artículo 21 define el número de horas equivalentes de funcionamiento (𝑁ℎ𝑖𝑛𝑠𝑡), para un período de funcionamiento determinado, de una instalación como la relación entre la energía eléctrica total exportada a la red (en kWh) durante dicho período, y la potencia instalada.

𝑁ℎ𝑖𝑛𝑠𝑡 =𝐸𝑒𝑥𝑝

𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡

En el caso de que no se alcance el mínimo de horas equivalentes de funcionamiento el total de ingresos procedentes del régimen retributivo específico (retribución a la operación más retribución a la inversión) se verán corregidos mediante el coeficiente d, que es calculado mediante la siguiente expresión:

𝑑 =𝑁ℎ𝑖𝑛𝑠𝑡 − 𝑈𝑓

𝑁ℎ𝑚𝑖𝑛 − 𝑈𝑓 [𝟏]

𝑑: Factor de corrección del régimen retributivo específico en concepto de horas equivalentes de funcionamiento. 𝑁ℎ𝑖𝑛𝑠𝑡: Horas equivalentes de funcionamiento de la cogeneración. 𝑁ℎ𝑚𝑖𝑛: Horas equivalentes de funcionamiento mínimas para la percepción de la totalidad del régimen retributivo específico. 𝑈𝑓: Umbral de funcionamiento para la percepción de una cantidad no nula en concepto de régimen

retributivo.

En el caso en el que el coeficiente d resulte negativo, esto se deberá obviamente a que el número de horas equivalentes de funcionamiento (𝑁ℎ𝑖𝑛𝑠𝑡) es inferior al número de horas de funcionamiento umbral (𝑈𝑓) establecido para la instalación tipo. En este caso, el parámetro d

automáticamente toma valor nulo, no percibiéndose entonces cantidad alguna en concepto de régimen retributivo específico. Por lo tanto, la casuística en cuanto a la posible corrección del régimen retributivo específico se podría resumir de la siguiente manera:

𝑑 = 1 ⟷ 𝑁ℎ𝑖𝑛𝑠𝑡 ≥ 𝑁ℎ𝑚𝑖𝑛 1 > 𝑑 > 0 ⟷ 𝑁ℎ𝑚𝑖𝑛 > 𝑁ℎ𝑖𝑛𝑠𝑡 > 𝑈𝑓

𝑑 = 0 ⟷ 𝑁ℎ𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 𝑈𝑓

Sin embargo, aunque el coeficiente d resulte nulo, la instalación de cogeneración no perderá el derecho de despachar su energía eléctrica en el mercado de producción (en cualquiera de sus formas de venta) y percibir su correspondiente retribución por la venta, como así queda

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reconocido en el primer apartado del artículo 6.

Figura 11: Diagrama de flujo de la aplicación de la corrección por horas equivalentes de funcionamiento.

A lo largo de un año natural de funcionamiento se realizarán cuatro correcciones, correspondientes a los siguientes períodos de funcionamiento de la instalación:

Del 1 de enero al 31 de marzo.

Del 1 de enero al 30 de junio.

Del 1 de enero al 30 de septiembre.

Del 1 de enero al 31 de diciembre.

Para cada uno de estos períodos conoceremos 𝑁ℎ𝑚𝑖𝑛 y 𝑈𝑓. Por lo que no tendremos problema

en calcular el número de horas equivalentes de funcionamiento y realizar las correcciones pertinentes para cada período.

Figura 12: Cronología de las correcciones anuales en concepto de horas equivalentes de funcionamiento.

Por ejemplo, sea una instalación de cogeneración que para cada período resulta un coeficiente de corrección d de 0, 0.2, 0.5 y 1 respectivamente:

Del 1 de enero al 31 de marzo → d = 0

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Del 1 de enero al 30 de junio → d = 0.2

Del 1 de enero al 30 de septiembre → d = 0.5

Del 1 de enero al 31 de diciembre → d = 1

Resultará un régimen retributivo específico correspondiente a cada trimestre del año:

Del 1 de enero al 31 de marzo → Régimen retributivo corregido = 0

Del 1 de abril al 30 de junio → Régimen retributivo corregido = Régimen retributivo x 0.2 x 0.5

Del 1 de julio al 30 de septiembre → Régimen retributivo corregido = Régimen retributivo x 0.5

Del 1 de octubre al 31 de diciembre → Régimen retributivo corregido = Régimen retributivo Como sabemos, el total del régimen retributivo resultante de un año se liquidará en idénticas mensualidades al año siguiente.

2.7. PENALIZACIÓN POR REACTIVA El artículo 7 establece como una de las obligaciones de los productores de energía eléctrica a partir de energías renovables, cogeneración y residuos el operar dentro un valor del factor de potencia preestablecido, el indicado en el anexo III. Si atendemos a dicho anexo, el factor de potencia con el que opera una instalación de cogeneración deberá mantenerse entre 0,98 inductivo y 0,98 capacitivo. En el caso de que se incumpla tal condición, se impondrá una penalización aplicable a las horas en la cuales la instalación de cogeneración se encontraba operando fuera del rango de factor de potencia obligatorio. Dicha penalización tendrá una cuantía de 0,261 céntimos de € por kWhe producido fuera del rango de factor de potencia permitido. Por ejemplo, una instalación de 3.000 kWe de potencia instalada que a lo largo de un mes completo ha estado durante 100 horas operando fuera del rango de factor de potencia obligatorio, deberá pagar una penalización de:

3.000 kWe x 100 h x 0,00261 €/kWhe = 783 € Al igual que el régimen retributivo específico, la penalización por incumplimiento en el factor del factor de potencia obligatorio se liquidará con una periodicidad mensual.

2.8. PERCEPCIÓN DE AYUDAS PÚBLICAS El artículo 24 establece que en el caso de que a una instalación a la que se le haya concedido el régimen retributivo específico, se le conceda (o se le haya concedido con anterioridad al régimen retributivo específico) alguna ayuda pública, además de estar en la obligación de comunicar tal hecho en un plazo máximo de tres meses, se le podrá reducir el total de la retribución en régimen específico en un porcentaje x (nunca superior al 90 %) del valor la hipotética ayuda pública recibida. Sin embargo, no se conoce aún el porcentaje x de la hipotética ayuda pública, percibida por la cogeneración, que le será descontada de la retribución en régimen específico al titular de la instalación de cogeneración. Este valor se comunicará mediante orden ministerial en un futuro.

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2.9. CONDICIONES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Como dijimos en el primer punto, el titular de la instalación tiene derecho a la percepción del total del régimen retributivo específico que le corresponde si y solo si cumple con las condiciones de eficiencia energética que ha de cumplir, en base a sus características. En el caso de no cumplir con la condición de eficiencia energética, los ingresos correspondientes al régimen retributivo específico se verán corregidos. A la hora de ver qué condiciones de eficiencia energética que se imponen para la percepción del régimen retributivo específico en su totalidad, debemos distinguir entre aquellas instalaciones de generación que presentan las características expuestas en la disposición transitoria novena y las que no. Para el primer conjunto de instalaciones, aquellas que tenían reconocida retribución primada con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, les será de aplicación lo dispuesto en la disposición transitoria novena. En tal disposición, se establece que este conjunto de instalaciones deberán cumplir con las condiciones de eficiencia energética dispuestas en el anexo XIV. 2.9.1. CONDICIONES EXPUESTAS EN LA DISPOSICIÓN TRANSITORIA NOVENA

Tener reconocida retribución primada a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013(13 de julio del 2013).

No haber sido objeto de una modificación sustancial.

Retribución a la inversión no nula.

¿Qué quiere decir que la instalación ha sido sometida a una modificación sustancial? Se considerará que una instalación de cogeneración ha sido sometida a una modificación sustancial, y que por lo tanto tiene consecuencias sobre el régimen retributivo específico, cuando se ha producido alguno de los siguientes cambios en equipos, según el tipo de ciclo de la instalación:

- Ciclo simple de secado con turbina → Turbina/s de gas - Ciclo simple de secado con motor → Motor/es alternativo/s - Ciclo simple con generación de vapor y/o agua caliente con turbina (sin generación de frío) →

→ Turbina/s de gas - Ciclo simple con generación de vapor y/o agua caliente con turbina (con generación de frío) → → Turbina/s de gas y Recuperador/es de calor ó máquina/s de absorción. - Ciclo simple con generación de vapor y/o agua caliente con motor alternativo (sin generación

de frío) → Motor/es alternativo/s - Ciclo simple con generación de vapor y/o agua caliente con motor alternativo (con generación

de frío) → Motor/es alternativo/s y Recuperador/es de calor ó máquina/s de absorción. - Ciclo combinado (sin generación de frío) → Turbina/s de gas + Recuperador/es de calor ó

turbogenerador de vapor. - Ciclo combinado (con generación de frío) → Turbina/s de gas + Máquina/s de absorción +

Recuperador/es de calor ó turbogenerador de vapor.

Por ejemplo, sea una instalación de cogeneración de ciclo combinado sin generación de frío que recibió la autorización definitiva a la explotación en el año 2009. En el momento en el que

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se inscribe a la instalación en el registro de instalaciones con dicha autorización, se registran a su vez las características técnicas de la instalación. En el año 2012 el titular de la instalación decide renovar la turbina de gas y una de las dos turbinas de vapor a contrapresión de las que dispone aumentando la potencia instalada del conjunto. A la entrada en vigor del nuevo Real Decreto, la instalación queda encuadrada dentro del conjunto de instalaciones que sí han sido sometidas a una modificación sustancial.

¿Cuándo la retribución a la inversión es no nula? Como vimos en el punto 2.4., la retribución a la inversión en un momento dado (al inicio de un determinado semiperiodo regulatorio j) es nula, si o bien se anula el coeficiente de ajuste, o bien el valor neto del activo. Es decir, si por un lado se considera que se a partir de la estimación de los ingresos y costes futuros de la instalación tipo correspondiente (anexo VII de la Orden ITC 1045/2014 [2]) se recuperaría la inversión (o lo que queda de ella), o bien por el otro si esta inversión inicial estimada se considera ya recuperada a partir también de la estimación de los ingresos y costes (esta vez pasados) de la instalación tipo correspondiente. 2.9.2. CONDICIONES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EXPUESTAS EN EL ANEXO XIV

La condición de eficiencia energética que ha de cumplir una instalación de cogeneración cuya potencia instalada sea mayor estricto a 1.000 kWe, consiste en operar con un REE mayor o igual al expuesto en la tabla 1, en función de la tecnología y del combustible empleado.

Tipo de combustible/tecnología empleado 𝑹𝑬𝑬𝒎𝒊𝒏 (%)

Combustible líquido en centrales con caldera 49

Combustibles líquidos en motores térmicos 56

Combustibles sólidos 49

Gas natural y GLP en motores térmicos 55

Gas natural y GLP en turbina de gas 59

Otras tecnologías y/o combustibles 59 Tabla 1: Valores mínimos del REE para las instalaciones de potencia superior a 1.000 kWe.

Sin embargo, en el caso de que instalación de cogeneración presente una potencia instalada menor o igual a 1.000 kWe, la condición de eficiencia se relaja según lo expuesto en la tabla 2.

Tipo de combustible/tecnología empleado 𝑹𝑬𝑬𝒎𝒊𝒏 (%)

Combustible líquido en centrales con caldera 44,1

Combustibles líquidos en motores térmicos 50,4

Combustibles sólidos 44,1

Gas natural y GLP en motores térmicos 49,5

Gas natural y GLP en turbina de gas 53,1

Otras tecnologías y/o combustibles 53,1 Tabla 2: Valores mínimos del REE para las instalaciones de potencia inferior a 1.000 kWe.

La principal diferencia que encontramos en la exigencia en un mínimo del rendimiento eléctrico equivalente con respecto al Real Decreto 661/2007 es el aumento de la exigencia en el REE sobre las instalaciones que empleen biomasa (tanto las incluidas en el grupo b.6 como

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en el b.8) y biogás (incluido en el grupo b.7) de un 30% y 50% respectivamente a un valor mínimo del 59% (para instalaciones de potencia superior a 1.000 kWe) al quedar ahora encuadradas en el conjunto de ‘Otras tecnologías y/o combustibles’. Para el segundo conjunto de instalaciones, es decir aquellas que no cumplan las tres condiciones anteriormente expuestas, el artículo 27 les obliga a cumplir con la definición de cogeneración de alta eficiencia establecida en el artículo 2 del Real Decreto 616, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración. Si atendemos En el anexo III del citado Real Decreto se especifican las condiciones bajo las cuales una instalación de cogeneración puede ser considerada de alta eficiencia, en donde observamos que la condición depende de la potencia instalada de nuestra cogeneración. Si la potencia instalada es inferior o igual a 1.000 kWe, será considerada cogeneración de alta eficiencia únicamente aportando un ahorro porcentual de energía primaria, siendo sus siglas APE (PES en inglés), mayor estricto que cero, sin importar el valor de este. Sin embargo, si la potencia instalada es mayor estricto a 1.000 kWe, el PES deberá ser mayor o igual al 10% para que la cogeneración sea considerada de alta eficiencia y poder así recibir retribución primada.

𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ≤ 1.000 𝑘𝑊𝑒 → Cogeneración de alta eficiencia ↔ 𝑃𝐸𝑆 > 0%

𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 > 1.000 𝑘𝑊𝑒 → Cogeneración de alta eficiencia ↔ 𝑃𝐸𝑆 ≥ 10% CORRECCIÓN POR INCUMPLIMIENTO DE LA CONDICIÓN DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Como dijimos en el primer punto, las instalaciones de cogeneración que durante un año no cumplan con las condiciones de eficiencia energética exigidas les serán corregidas el régimen retributivo específico. Para las instalaciones de cogeneración que tengan que cumplir con un valor mínimo del rendimiento eléctrico equivalente, y que en el cómputo de un año no hayan cumplido con dichas exigencias, se les corregirá el total de ingresos en concepto de régimen retributivo específico para dicho año. De este modo, se multiplicarán este ingreso por el ratio calculado como la razón entre la electricidad producida que sí cumple con el rendimiento eléctrico equivalente mínimo (ecuación [2.]) sobre la potencia eléctrica total exportada a la red.

𝐸𝑅𝐸𝐸𝑚𝑖𝑛 =𝐻

𝑅𝑒𝑓𝐻𝜂 · (𝐹𝐸 −

1𝑅𝐸𝐸𝑚𝑖𝑛)

[2. ]

𝐻: Calor total producido en la instalación de cogeneración (página 28) en MWht. 𝐹: Cantidad de combustible total empleada por la instalación de cogeneración en MWhPCI. 𝐸: Electricidad bruta generada en bornes del alternador en MWhe. 𝑅𝐸𝐸𝑚𝑖𝑛 : Rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido para la instalación (página 34) en tanto por uno. 𝑅𝑒𝑓𝐻𝜂: Rendimiento de referencia para la producción por separado de calor (página 33)

𝐸𝑅𝐸𝐸𝑚𝑖𝑛: Energía eléctrica producida que cumple con el rendimiento eléctrico mínimo exigido.

En el caso de la instalaciones que para la percepción del régimen retributivo específico han

31

cumplir con el mínimo en el ahorro porcentual de energía primaria PES (para ser de esta forma consideradas como cogeneración de alta eficiencia) y que no alcancen el valor umbral del 10%, se multiplicará sus ingresos en concepto de régimen retributivo específico por el ratio de la electricidad que suponga un ahorro de energía primaria porcentual igual al mínimo, que es la electricidad de cogeneración ECHP (página 35) sobre la energía neta generada.

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3. CASOS PRÁCTICOS

3.1. ESTRATEGIAS DE REGULACIÓN En cada una de estas instalaciones cuenta con la posibilidad de regular siguiendo cuatro estrategias diferentes, las cuales modifican el valor de tres variables operacionales: 𝑆𝐻𝑃, 𝑃𝑂𝑆𝑇, 𝑇0. (1) Regulación de la potencia en eje de la turbina de gas [𝑺𝑯𝑷] Como se puede observar en la figura 13 un aumento de la potencia en eje de la turbina de gas, fijada una temperatura de admisión, aumenta la potencia térmica de los gases de escape, con el consiguiente aumento en la producción de vapor en la caldera de recuperación.

Figura 13: Potencia térmica de los gases de escape (referenciado a 150ºC) en función de la potencia en eje de la turbina de gas para diferentes temperaturas de admisión a la turbina de gas [1].

(2) Regulación de la potencia en eje de la turbina de gas y emplear un quemador de postcombustión. [𝑺𝑯𝑷 + 𝑷𝑶𝑺𝑻] El objetivo de emplear un quemador de postcombustión es aumentar la potencia térmica de los gases de combustión aguas arriba de la caldera de recuperación, aprovechando el oxígeno restante de combustión en la turbina de gas. El empleo de este dispositivo únicamente afecta al funcionamiento de la caldera de recuperación. Como podemos ver en la figura 14, la relación entre la producción de vapor de la caldera y la potencia térmica de la corriente de gases de combustión a la entrada es lineal, según el modelo de caldera de recuperación implementado. Sin embargo, en condiciones de funcionamiento reales, la linealidad no es tan evidente, pero sí se puede aproximar el funcionamiento de la misma de tal forma.

33

Figura 14: Producción de vapor de salida del modelo de caldera de recuperación implementado como función de la potencia térmica de los gases de combustión a la entrada.

Por lo tanto, su uso se debe fundamentalmente a un defecto en capacidad térmica de los gases de combustión en las condiciones actuales de operación de la turbina de gas (potencia en eje y temperatura de admisión) para la producción de un gasto de vapor dado en la caldera de recuperación de la cogeneración. (3) Regulación de la potencia en eje de la turbina de gas y controlar la temperatura de admisión a la turbina de gas. [𝑺𝑯𝑷 + 𝑻𝟎] Como se observa en la figura 13, al aumentar la temperatura de admisión a la turbina de gas para una potencia en eje dada se consigue aumentar la potencia térmica de los gases de combustión. Sin embargo, esto se hace a costa de una penalización de la eficiencia de la turbina de gas, por lo que el gasto de combustible aumenta para la misma potencia de salida. (4) Combinación de las regulaciones (1 – 3). [𝑺𝑯𝑷 + 𝑷𝑶𝑺𝑻 + 𝑻𝟎] Por lo tanto, el punto de operación será aquel que maximiza la función beneficio neto de la cogeneración contabilizando los costos evitados.

𝑚𝑎 𝑥 ((𝑰𝑬 + 𝑪𝑬𝑬 + 𝑪𝑬𝑮𝑵) − (𝑪𝑬 + 𝑪𝑮𝑵 + 𝑪𝑶𝒚𝑴))

La optimización del beneficio neto de la cogeneración está sujeta a restricciones de diferente naturaleza. Por un lado, la producción de energía eléctrica de la instalación está limitada inferiormente por la demanda de la papelera, y además la generación de vapor en la caldera de recuperación ha de ser igual o inferior a la demanda mensual de la planta, puesto que no es posible su almacenamiento y tampoco cuenta con un mecanismo de venta a un tercero. Por otro lado, en el presente año, la instalación de cogeneración está acogida a la retribución en régimen especial. Para la percepción del total de la retribución, se ha de alcanzar un valor mínimo del rendimiento eléctrico equivalente, que, para una instalación de las características de Papelera del Oria es igual al 59%.

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COGENERACIÓN EN INDUSTRIA PAPELERA PAPELERA DEL ORIA ‘S.A.’

DATOS NOMINALES Papelera del Oria S.A. es una industria ubicada en Zizurkil (Guipúzcoa) que se dedica a la producción de papel de impresión de alta calidad a partir de pasta. En la actualidad la producción es del orden de 84.000 toneladas al año de papel. Debido a los elevados consumos energéticos, tanto eléctricos como de vapor, la papelera decidió proyectar en el año 2008 una instalación de cogeneración que le permitiese satisfacer tales demandas energéticas. En el estudio de viabilidad se analizaron diversas alternativas, seleccionando de entre todas ellas, la de un ciclo simple de turbina de gas cuyos gases de escape alimentan una caldera de recuperación que genera vapor saturado. Finalmente, la instalación de cogeneración recibió la autorización definitiva a la explotación en el año 2009, por lo que durante comprendido entre el inicio de dicho año y la fecha de derogación del Real Decreto 661/2007, Papelera del Oria S.A. percibió retribución en régimen especial. Puesto que a la entrada en vigor del Real Decreto 413/2014, que como sabemos supone un nuevo marco de regulación de la retribución percibida por la actividad de cogeneración, ésta aún sigue en funcionamiento y con un largo periodo por delante de funcionamiento, se desea analizar el impacto económico que este hecho supone.

SITUACIÓN EN COGENERACIÓN DIMENSIONAMIENTO

En un primer momento, la instalación de cogeneración fue dimensionada únicamente atendiendo al criterio de satisfacer la demanda de energía térmica de la fábrica. La instalación consume una cantidad aproximada (la cantidad anual consumida oscila en torno a este valor) de 84.000 toneladas a 10 bar de presión. Por lo tanto, para determinar el punto de operación mensual de la cogeneración, implementamos un seguimiento térmico que satisfaga la demanda de vapor de la industria. Por otro lado, Papelera del Oria tiene un consumo eléctrico (también aproximado) de 18.000 MWhe. Sin embargo, la solución finalmente adoptada conlleva la producción de energía eléctrica mediante una turbina de gas, la cual tiene una producción mensual en condiciones de operación habituales que supera con creces la demanda eléctrica interna de la planta, siendo por lo tanto los excedentes exportados a la red. PROCESO DE OPERACIÓN

El proceso de operación de la planta de cogeneración comienza tomando aire a través de un filtro, el cual se introduce en el compresor de la turbina de gas antes de su entrada en la cámara de combustión. Para los puntos de operación en los que se opte por una regulación por control de la temperatura de admisión de la turbina de gas, se hace pasar el aire a través de un intercambiador de calor en el cual se precalienta dicha corriente consumiendo una cierta

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cantidad de vapor generado. Una vez comprimido pasa a través de un difusor para obtener una distribución homogénea dentro de la cámara de combustión. Los gases a la salida de la cámara de combustión se expansionan en los álabes de la turbina hasta una presión muy próxima al ambiente. A continuación, se introducen los gases en un conducto para ser utilizados posteriormente como comburentes en un quemador de postcombustión, en el caso de que se quiera aumenta la potencia térmica de los gases de combustión para aumentar la capacidad productiva de la caldera de recuperación. Por último, la corriente de gases de escape es introducida en la caldera de recuperación, la cual es de tipo acuatubular, es decir los gases de combustión envuelven unos tubos por los cuales circula el agua. La caldera está compuesta por un evaporador y un economizador que precalienta los condensados retornados del proceso productivo. De ésta forma se genera un caudal de vapor que es función de la potencia térmica

Figura 15: Esquema de la instalación de cogeneración asociada a Papelera del Oria S.A..

Mostraremos un punto de funcionamiento de la caldera de recuperación instalada en Papelera del Oria S.A. correspondiente al mes de abril de 2009. BALANCE EN EL QUEMADOR DE POSTCOMBUSTIÓN

𝜂𝑝𝑜𝑠𝑡 · 𝐻𝑝 · �̇�𝑓,𝑝𝑜𝑠𝑡 = �̇�𝑔 · ℎ𝑔,04 − �̇�𝑔 · ℎ𝑔,03

Gasto de combustible �̇�𝑓,𝑝𝑜𝑠𝑡 = 0,095 𝑘𝑔/𝑠

Rendimiento del quemador de postcombustión 𝜂𝑝𝑜𝑠𝑡 = 96 %

Flujo de gases de combustión a la entrada �̇�𝑔 = 14,69 𝑘𝑔/𝑠

Temperatura de los gases de combustión a la entrada 𝑇𝑔,01 = 569 º𝐶 𝐶𝑝 de los gases de combustión a la entrada 𝐶𝑝

𝑔,01= 1,14 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾

Temperatura de los gases de combustión a la salida 𝑇𝑔,02 = 777 º𝐶

𝐶𝑝 de los gases de combustión a la salida 𝐶𝑝𝑔,02

= 1,24 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾

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BALANCE EN EL EVAPORADOR

�̇�𝑒𝑣𝑎𝑝 = �̇�𝑔 · (ℎ𝑔,02 − ℎ𝑔,03) = �̇�𝑣 · (ℎ𝑣,1 − ℎ𝑤,1)

Potencia térmica intercambiada �̇�𝑒𝑣𝑎𝑝 = 10,2 𝑀𝑊𝑡

Caudal de vapor producido �̇�𝑣 = 4,6 𝑘𝑔/𝑠 Presión del vapor producido 𝑝𝑣,1 = 10 𝑏𝑎𝑟 Entalpía del vapor producido ℎ𝑣,1 = 2.777 𝑘𝐽/𝑘𝑔

Temperatura del agua a la entrada de la caldera 𝑇𝑤,3 = 180 º𝐶 Entalpía del agua de entrada a la caldera ℎ𝑤,3 = 𝑘𝐽/𝑘𝑔

Flujo de gases de combustión �̇�𝑔 = 14,78 𝑘𝑔/𝑠


𝑔,02= 1,24 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾



= 1,24 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾

BALANCE EN EL ECONOMIZADOR

�̇�𝐸𝑐𝑜𝑛 = �̇�𝑔 · (ℎ𝑔,03 − ℎ𝑔,04) = �̇�𝑣 · (ℎ𝑤,2 − ℎ𝑤,1)

Potencia térmica intercambiada �̇�𝑒𝑐𝑜𝑛 = 0,81 𝑀𝑊𝑡 Caudal de agua circulante �̇�𝑤 = 4,7 𝑘𝑔/𝑠

Temperatura del agua a la entrada 𝑇𝑤,1 = 90 º𝐶

Entalpía del agua a la entrada ℎ𝑤,1 = 378 𝑘𝐽/𝑘𝑔

Temperatura del agua a la salida 𝑇𝑤,2 = 130 º𝐶 Entalpía del agua a la salida ℎ𝑤,2 = 547 𝑘𝐽/𝑘𝑔



𝑔,03= 1,24 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾



= 1,24 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾

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Figura 16: Diagrama T-Q de la caldera de recuperación instalada en Papelera del Oria S.A. para el punto de funcionamiento correspondiente al mes de abril del 2009.

En este punto de funcionamiento, la caldera de recuperación se encuentra operando con un Pinch Point de 6ºC y un valor del Approach Point de 50ºC.

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CURVAS DE REGULACIÓN Los mapas de regulación de la cogeneración asociada a Campo Ebro S.A. han sido implementados fijando las siguientes condiciones de operación:

Temperatura de retorno de condensados 𝑇𝑤1 = 90 º𝐶 Presión de generación de vapor 𝑝 = 10.3 𝑏𝑎𝑟 Extracción de agua a la salida del economizador 𝜉𝑒𝑐𝑜𝑛 = 2 % Rendimiento térmico del quemador de postcombustión 𝜂𝑝𝑜𝑠𝑡 = 96 %

En los casos de regulación por potencia y potencia más el empleo de un quemador de postcombustión se ha empleado la temperatura en condiciones ISO como referencia para la admisión a la turbina de gas. Para el conjunto de los tres análisis se ha usado un valor de las horas mensuales de producción igual a 698. REGULACIÓN POR POTENCIA

En la figura xx observamos que un aumento de la potencia en eje de la turbina de gas (para un mismo porcentaje del gasto de gases de combustión expulsados por el diverter) hace mejorar el rendimiento eléctrico equivalente. Por lo tanto, el doble efecto de aumento de la energía eléctrica generada por un lado, y de potencia térmica de los gases de escape por el otro supera al aumento de energía térmica en forma de combustible que corresponde.

Figura 17: REE de la instalación de cogeneración en función de la potencia en eje de la turbina de gas y el porcentaje de gases escape expulsados a través del diverter.

Por otro lado, éste doble aumento de energía eléctrica producida y gasto de vapor generado

repercute positivamente sobre el beneficio neto de la instalación de cogeneración. La

estrategia que se debe seguir por lo tanto es llegar a la máxima potencia disponible en eje de

la turbina de gas para una temperatura ambiente dada.

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Figura 18: Gasto de vapor generado por la cogeneración en función de la potencia en eje de la turbina de gas y el porcentaje de gases escape expulsados a través del diverter.

Figura 19: REE (%) de la instalación en función de la potencia en eje de la turbina para diferentes valores de la temperatura de admisión.

REGULACIÓN POR POTENCIA EMPLEANDO POSTCOMBUSTIÓN Como podemos observar en la figura 19, el aumento en energía térmica útil debido al empleo del quemador de postcombustión, el empleo del quemador de postcombustión hace aumentar el rendimiento eléctrico equivalente de la cogeneración para una misma potencia en eje de la turbina de gas.

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Figura 20: REE (%) de la instalación de cogeneración en función de la potencia en eje de la turbina de gas y la potencia térmica liberada en el quemador de postcombustión.

Como vimos en la figura 14, existía una relación casi lineal entre la producción de vapor en la caldera de recuperación y la potencia térmica de los gases de combustión aguas arriba de la misma. Es evidente que un aumento de la potencia térmica liberada en el quemador de incrementa la producción de la caldera para un mismo valor de la potencia en el eje de la turbina de gas. Por otro lado, hemos mencionado anteriormente que la regulación de la potencia en eje afecta a la potencia térmica de los gases de escape. La figura 21 corrobora este hecho, puesto que, como podemos observar, para un mismo valor de la potencia térmica liberada en el quemador, un aumento de la potencia en eje hace que la producción de vapor se incremente.

Figura 21: Gasto de vapor generado por la cogeneración en función de la potencia en eje de la turbina de gas y la potencia térmica liberada en el quemador de postcombustión.

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REGULACIÓN POR POTENCIA CONTROLANDO LA TEMPERATURA DE ADMISIÓN

Figura 22: REE de la cogeneración en función de la potencia en eje y la temperatura de admisión de la turbina de gas.

Figura 23: Gasto de vapor generado por la cogeneración en función de la potencia en eje y la temperatura de admisión de la turbina de gas.

Como vimos anteriormente, un aumento de la temperatura del aire de admisión a la turbina

de gas aumenta la capacidad térmica de los gases de combustión (penalizando el rendimiento

de la turbina), lo cual implica un aumento de la producción de la caldera de recuperación,

como podemos observar en la figura 23.

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OPERACIÓN DE LA INSTALACIÓN

PERFILES DE DEMANDA ELÉCTRICA Y TÉRMICA

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Ene 1.720 1.760 1.340 1.334 1.700 1.116 1.285 Feb 1.806 1.797 1.798 1.182 1.847 1.599 1.613 Mar 1.068 1.108 1.441 1.171 1.264 1.520 1.608 Abr 1.814 1.314 1.302 1.343 1.494 1.481 1.435 May 1.547 1.996 1.363 1.630 1.417 1.805 1.631 Jun 1.040 1.319 1.055 1.181 1.826 1.523 1.174 Jul 1.212 1.941 1.294 1.083 1.791 1.727 1.358

Agos 1.466 1.484 1.434 2.030 1.302 1.582 1.383 Sept 1.855 1.463 1.948 1.900 1.443 1.783 1.374 Oct 1.862 1.235 1.339 1.098 1.764 1.329 1.841 Nov 1.097 1.597 1.937 2.044 996 1.593 1.313 Dic 1.868 1.216 1.736 2.057 1.298 1.050 1.937

Tabla 3: Demanda eléctrica (MWhe) de Papelera del Oria S.A. durante su vida útil.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Ene 3,24 2,64 3,24 3,26 2,58 4,22 2,46 Feb 4,46 4,66 2,52 4,00 2,54 3,40 2,94 Mar 3,65 5,15 3,88 1,79 3,48 3,87 2,19 Abr 4,60 4,22 4,15 3,29 4,91 4,21 3,39 May 4,39 3,00 3,14 2,58 2,88 3,10 4,18 Jun 2,31 3,70 5,06 3,20 2,54 2,23 5,29 Jul 3,59 2,54 3,32 4,63 3,09 2,36 3,66

Agos 1,99 2,50 2,52 4,07 3,28 2,87 4,07 Sept 2,91 1,70 3,44 5,69 4,10 3,33 2,34 Oct 3,81 3,69 3,43 4,46 3,69 3,73 3,79 Nov 2,24 4,37 2,70 1,85 4,92 4,04 3,45 Dic 3,56 3,64 3,92 2,69 3,05 3,80 2,66

Tabla 4: Demanda térmica (kg/s) de Papelera del Oria S.A. durante su vida útil.

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2009

PUNTOS DE OPERACIÓN

Tabla 5: Puntos de operación mensuales en el año 2009.

PRODUCCIÓN Y CONSUMO. PARÁMETROS DE COGENERACIÓN

𝐸𝑇𝐺 (MWh) 𝐸𝐶𝐻𝑃(MWh) 𝐹𝑇𝐺 (MWh) 𝐹𝐶𝐻𝑃 (MWh) 𝐹𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃 (MWh) 𝐻𝐶𝐻𝑃 (MWh)

Ene 3.456 3.456 10.068 10.068 0 5.119 Feb 2.623 2.623 9.251 9.251 0 3.998 Mar 3.179 3.179 9.921 9.921 0 4.757 Abr 2.030 2.030 7.332 7.332 0 2.994 May 2.536 2.536 8.853 8.853 0 3.771 Jun 1.894 1.894 7.412 7.412 0 3.221 Jul 3.165 3.165 9.779 9.779 0 4.729

Agos 3.305 3.305 9.304 9.304 0 4.904 Sept 2.209 2.209 8.325 8.325 0 3.446 Oct 1.845 1.845 5.908 5.908 0 2.717 Nov 1.910 1.910 7.174 7.174 0 2.839 Dic 3.416 3.416 10.495 10.495 0 5.099

Tabla 6: Producción de energía eléctrica y calor útil y consumo mensual total de la cogeneración en el año 2009.

Figura 24: REE, PES y FUE resultante en cada punto de operación mensual del año 2009.

𝑆𝐻𝑃 (MW) 𝑇𝑎𝑚𝑏 (ºC) 𝑇0 (ºC) �̇�𝑓,𝑝𝑜𝑠𝑡 (kg/s) 𝐷𝐼𝑉 (%) �̇�𝑣,𝑎𝑢𝑥 (kg/s) �̇�𝑣,𝐻𝑅𝑆𝐺 (kg/s)

Ene 4,951 9,1 21,1 0,011 0,00 0,0000 3,24 Feb 4,951 9,3 21,1 0,082 0,00 0,0000 4,46 Mar 4,951 11,2 21,1 0,035 0,00 0,0000 3,65 Abr 4,983 11,7 11,7 0,095 0,00 0,0000 4,60 May 4,999 14,9 14,9 0,081 0,00 0,0000 4,39 Jun 2,771 17,5 33,8 0,055 0,00 0,0000 2,85 Jul 4,951 18,5 21,1 0,032 0,00 0,0000 3,59


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2010 PUNTOS DE OPERACIÓN

Tabla 7: Puntos de operación mensuales de Papelera del Oria S.A. en el año 2010.






Figura 25: REE, PES y FUE resultante en cada punto de operación mensual de Papelera del Oria S.A. en el año 2010.




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2013












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2014












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2015












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RÉGIMEN RETRIBUTIVO

RETRIBUCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL [01 / 01 / 2009 – 13 / 07 / 20013] La instalación de cogeneración tenía reconocida retribución en régimen específico con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto 413/2014. En el período de tiempo en el que estaba vigente la retribución en régimen especial regulada en el Real Decreto 661/2007, Papelera del Oria S.A., como titular de la cogeneración, escogió como modalidad de retribución la tarifa regulada. Por lo tanto, cedía el total de la electricidad neta generada percibiendo por ello una cantidad fija por MWhe vertido a la red. Además, percibía un complemento variable por unidad de MWhe vertido a la red en función de la eficiencia de operación, siempre y cuando se superase el REE mínimo establecido para la instalación. Sin embargo, el artículo xxx del Real Decreto 661/2007 obligaba a la instalación a cumplir con un valor mínimo de rendimiento eléctrico equivalente para la percepción del total de la retribución en régimen especial. El límite de eficiencia que se encontraba fijado para una instalación estas características para la regulación anterior era el mismo que el establecido en la nueva regulación, es decir de un 59%.

Figura 31: REE de operación en la cogeneración Papelera del Oria durante el período de percepción de la retribución en régimen especial.

Como puede observarse en la figura 31, la instalación de cogeneración cumplió con amplio margen el REE mínimo, por lo que en ningún se corrigió la retribución por incumplimiento de las condiciones de eficiencia energética. En último lugar, la instalación percibía un complemento por producción de energía eléctrica dentro de un rango de factor de potencia de referencia de entre 0.98 inductivo y 0.98 capacitivo. Por simplicidad en el cálculo de la retribución en régimen especial, se han realizado los siguientes supuestos: - La instalación de cogeneración opera en todo momento dentro del rango de factor de potencia de referencia. - No se tienen en cuenta los complementos por garantía de potencia, por discriminación

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horaria, ni por desvíos.

RETRIBUCIÓN EN RÉGIMEN ESPECÍFICO [14 / 07 / 2013 - ACTUALIDAD] CLASIFICACIÓN DE LA INSTALACIÓN DE COGENERACIÓN. INSTALACIÓN TIPO Como sabemos, la instalación de producción asociada a Papelera del Oria es una cogeneración, y por lo tanto pertenece al grupo a.1. Emplea gas natural como combustible principal, suponiendo este el cien por cien del total empleado (mayor del noventa y cinco por ciento), por lo que pertenece al subgrupo a.1.1. La instalación emplea una turbina de gas para la generación de energía eléctrica, con una potencia en condiciones ISO de 5 MWe. Por último, el año de autorización a la explotación definitiva de la planta está fijado en 2009, por lo que ya tenía reconocida retribución primada antes del 13 de julio de 2013, que como sabemos es la fecha fijada como entrada en vigor del Real Decreto 413 / 2014. Con toda esta información, atendiendo al anexo IV [2], podemos establecer que el código de la instalación tipo correspondiente es IT-01097. RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN. EVOLUCIÓN DEL VALOR NETO DEL ACTIVO La vida útil regulatoria de la instalación es de un total de veinticinco años desde la fecha en la que se le otorgó la autorización definitiva a la explotación y comenzó por lo tanto a percibir retribución por parte del Estado. Como explicamos anteriormente, a partir de las estimaciones de ingresos y costes de una instalación de estas características tomadas de la Orden IET/1045/2014 [2], podemos determinar la evolución del Valor Neto del Activo (instalación completa) a lo largo de la vida útil restante desde la entrada en vigor de la nueva normativa, lo cual queda reflejado en la figura 31, siguiendo la metodología expuesta en el anexo XIII [3].

Figura 32: Evolución del Valor Neto de Activo correspondiente a la instalación tipo en la que queda encuadrada la cogeneración de Papelera del Oria según sus características.

Como puede observarse, la instalación de cogeneración percibe retribución a la inversión en cada uno de los semiperiodos regulatorios p que tienen lugar durante su vida útil regulatoria.

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CUMPLIMIENTO HORAS EQUIVALENTES DE FUNCIONAMIENTO 2013 La disposición adicional decimoctava [3] establece que la corrección por horas equivalentes de funcionamiento para el año 2013 se aplicará un únicamente al período que va desde el 13 de julio (entrada en vigor) hasta el 31 de diciembre. Se establece para dicho período un valor del número de horas equivalentes de funcionamiento mínimo para la percepción del total de la retribución de 640 horas y un umbral de funcionamiento de 200 horas. Para dicho período (julio – diciembre), el número de horas equivalentes de funcionamiento correspondientes de funcionamiento resultaron ser 580 horas en total. Por lo tanto, se multiplicó el régimen retributivo específico correspondiente a ese período por un factor de 0,863, de acuerdo con la ecuación [1]. 2014

Figura 33: Cumplimiento de las horas equivalentes de funcionamiento por periodo de corrección en el año 2014.

Como podemos observar en la figura 33, durante el año 2014, la instalación cumplió con las horas mínimas de funcionamiento para cada uno de los cuatro períodos de corrección anuales, por lo que el régimen retributivo correspondiente se multiplica por un factor igual a 1. 2015

Figura 34: Cumplimiento de las horas equivalentes de funcionamiento por periodo de corrección en el año 2015.

Como se puede observar en la figura 34, la instalación de cogeneración cumplió con los requerimientos en horas de funcionamiento equivalentes en todos los períodos de corrección

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excepto al que se refiere al cómputo anual. En consecuencia, el régimen retributivo queda multiplicado por un factor de 0,974 de acuerdo con la ecuación [1]. CUMPLIMIENTO DE LAS CONDICIONES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA La instalación de cogeneración asociada a Papelera del Oria tiene reconocida retribución en régimen especial desde antes de la entrada en vigor del RD 413/2014. Por lo tanto, en virtud de la disposición transitoria novena [3], para el cumplimiento de las condiciones de eficiencia energética impuestas en el artículo 32 [3], es preciso operar con un rendimiento eléctrico equivalente igual o superior al fijado, según las características de la instalación, en anexo XIV [3]. Puesto que Papelera del Oria usa una turbina de gas para la producción de energía eléctrica y emplea gas natural como combustible, el rendimiento eléctrico equivalente mínimo correspondiente a la instalación es de un 59%. La operación de la instalación de cogeneración se ha optimizado de tal modo que se cumpla el rendimiento eléctrico equivalente mínimo para una determinada demanda térmica. El valor del REE correspondiente a cada uno de los años de funcionamiento en régimen específico resultaron 85,9%, 85,8% y 84,8% respectivamente, por lo que ha sido siempre mayor al mínimo fijado para una instalación de cogeneración de estas característica. Por lo tanto, el total de la energía eléctrica producida por la instalación cumple con el REE mínimo, y no se ha de corregir el régimen retributivo percibido por la cogeneración. EVOLUCIÓN DEL RÉGIMEN RETRIBUTIVO PERCIBIDO

Figura 35: Evolución del régimen retributivo percibido por Papelera del Oria durante su vida útil hasta el año 2015.

Como se puede observar en la figura 35, la retribución total percibida por Papelera del Oria ha disminuido un 44,25 % entre el año 2012 y 2013, y otro 2.6 % entre los años 2013 y 2014. La principal conclusión sobre este hecho es que la eliminación del complemento por eficiencia en la nueva regulación fijada para la retribución tiene un efecto muy negativo para una instalación como Papelera del Oria que, como hemos visto, opera con niveles muy altos de eficiencia.

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IMPACTO SOBRE LA RENTABILIDAD DE LA COGENERACIÓN La retribución a la operación está concebida para cubrir la diferencia entre el factor suma de ingresos por venta de electricidad más costos evitados y el factor suma de coste por operación y mantenimiento y combustible [3]. Este término, en condiciones de operación de la instalación de cogeneración, ha quedado reflejado en la figura 36 como beneficio neto de la cogeneración contabilizando los costes evitados por autoconsumo de energía eléctrica generada y generación de vapor a partir de la energía residual de los gases de escape. Se puede observar que en ningún año, y en concreto en aquellos en los que está en vigor el Real Decreto 413/2014, el beneficio neto tiene signo negativo.

Figura 36: Evolución del beneficio neto, más costes evitados, de la cogeneración a lo largo de su vida útil regulatoria.

En conclusión, este término está sobredimensionado, puesto que en la operación real de la instalación no se requiere compensar pérdidas debidas a la operación. Desde un punto de vista de operación de la cogeneración, el beneficio neto total de Papelera del Oria ha cambiado de signo con la entrada en vigor del nuevo Real Decreto. Como podemos ver en la figura 37, ya en el año 2013 el beneficio pasa a negativo, disminuyendo aún más en el año 2014.

Figura 37: Evolución del flujo de caja de Papelera del Oria durante su vida útil hasta el año 2015.

Si el planteamiento inicial para la implementación de una cogeneración como la de Papelera del Oria es la de obtener un beneficio neto de la venta de electricidad a la red sin el

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aprovechamiento de la energía residual queda claro que las pérdidas con esta nueva legislación son cuantiosas, por lo que no es recomendable. Con anterioridad a la entrada en vigor del nuevo Real Decreto, el rendimiento económico de la actividad basada únicamente en la venta de energía eléctrica no estaba claro que fuera positivo para una instalación de estas características de Papelera del Oria. Sin embargo, ahora queda patente que no es ventajosa. Sin embargo, desde un punto de la cogeneración como ahorro de un coste variable importante como es la compra de combustible en forma de gas natural y adquisición de energía, la cogeneración asociada a Papelera del Oria no ha perdido su atractivo con la entrada en vigor del nuevo Real Decreto. De nuevo, en la figura 37, teniendo en cuenta los costos evitados en el rendimiento de la inversión, el flujo de caja no se ve afectado por el cambio de regulación.

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COGENERACIÓN EN INDUSTRIA DE DERIVADOS DEL MAIZ ‘CAMPO EBRO INDUSTRIAL S.A.’

DATOS NOMINALES ‘Campo Ebro Industrial S.A.’ es una empresa que se dedica a la producción de almidón y glucosas, utilizando maíz como materia prima. Su proceso de fabricación y el elevado número de horas de funcionamiento demanda importantes cantidades de energía, tanto térmica como eléctrica. El coste de esta energía tiene una repercusión notable en el precio de los productos finales. La empresa decidió en el año 2007 implementar una instalación de cogeneración con el objetivo de reducir costes de producción, e inscribirla en el registro de régimen retributivo específico. La instalación le fue adjudicada una potencia instalada de 13 MWe, y se estableció como año de autorización a la explotación definitiva el 2008.

SITUACIÓN EN COGENERACIÓN Los principales criterios utilizados para definir el sistema de cogeneración han sido los siguientes: (a) Cubrir totalmente la demanda térmica de vapor de la fábrica, que es de 200.000 toneladas anuales de vapor saturado a 10,3 bar. (b) Asegurar el suministro de energía eléctrica a la fábrica, funcionando la cogeneración tanto en paralelo con la Red como en isla. El consumo anual de electricidad de la fábrica es de 38.000 MWhe.

Figura 38: Esquema de la instalación de cogeneración asociada a Campo Ebro.

Como ejemplo de análisis termodinámico de un punto de operación de la caldera de

recuperación mostraremos el correspondiente al mes de abril del año 2008.

BALANCE EN EL QUEMADOR DE POSTCOMBUSTIÓN

𝜂𝑝𝑜𝑠𝑡 · 𝐻𝑝 · �̇�𝑓,𝑝𝑜𝑠𝑡 = �̇�𝑔,02 · ℎ𝑔,02 − �̇�𝑔,01 · ℎ𝑔,01

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Flujo de gases de combustión a la entrada �̇�𝑔,01 = 38,1 𝑘𝑔/𝑠


Temperatura de los gases de combustión a la entrada 𝑇𝑔,01 = 577 º𝐶

𝐶𝑝 de los gases de combustión a la entrada 𝐶𝑝𝑔,01

= 1,15 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾



= 1,19 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾


�̇�𝑒𝑣𝑎𝑝 = �̇�𝑔 · (ℎ𝑔,02 − ℎ𝑔,03) = �̇�𝑣 · (ℎ𝑣,1 − ℎ𝑤,1)



Temperatura del agua a la entrada de la caldera 𝑇𝑤,3 = 181 º𝐶 Entalpía del agua de entrada a la caldera ℎ𝑤,3 = 𝑘𝐽/𝑘𝑔




= 1,19 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾

Temperatura de los gases de combustión a la salida 𝑇𝑔,03 = 201 º𝐶 𝐶𝑝 de los gases de combustión a la salida 𝐶𝑝

𝑔,03= 1,19 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾


�̇�𝐸𝑐𝑜𝑛 = �̇�𝑔 · (ℎ𝑔,03 − ℎ𝑔,04) = �̇�𝑣 · (ℎ𝑤,2 − ℎ𝑤,1)




Temperatura del agua a la salida 𝑇𝑤,2 = 140 º𝐶 Entalpía del agua a la salida ℎ𝑤,2 = 589,6 𝑘𝐽/𝑘𝑔




= 1,19 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾

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= 1,19 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾

Figura 39: Diagrama T-Q correspondiente al punto de operación de abril de 2008 en la cogeneración asociada a Campo Ebro.

En este punto de operación la caldera de recuperación operación con un valor del pinch point de 20ºC y del approach point de 42ºC.

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CURVAS DE REGULACIÓN Los mapas de regulación de la cogeneración asociada a Campo Ebro S.A. han sido implementados fijando las siguientes condiciones de operación:

Temperatura de retorno de condensados 𝑇𝑤1 = 90 º𝐶 Presión de generación de vapor 𝑝 = 10.3 𝑏𝑎𝑟 Extracción de agua a la salida del economizador 𝜉𝑒𝑐𝑜𝑛 = 2 % Rendimiento térmico del quemador de postcombustión 𝜂𝑝𝑜𝑠𝑡 = 96 %

En los casos de regulación por potencia y potencia más el empleo de un quemador de postcombustión se ha empleado la temperatura en condiciones ISO como referencia para la admisión a la turbina de gas. Para el conjunto de los tres análisis se ha usado un valor de las horas mensuales de producción igual a 668.

REGULACIÓN POR POTENCIA Un aspecto importante en la operación de la cogeneración es la restricción de eficiencia energética necesaria para la percepción del total de la retribución. Dadas las horas de operación de la planta, la demanda eléctrica se satisface a bajas cargas de la turbina de gas. Por otro lado, existe la posibilidad de vender los excedentes de energía eléctrica en el mercado. Como se puede observar en la figura 40, a mayor potencia de operación de la turbina de gas, mayor es el valor del REE de operación.

Figura 40: Rendimiento eléctrico equivalente en función de la potencia en eje de la turbina de gas y el porcentaje de gases de combustión introducidos en la caldera de recuperación.

Por lo tanto, el elemento controlador de la eficiencia de la cogeneración es la demanda térmica fijada por parte de la planta. En el caso de que la demanda de vapor saturado se satisfaga con solo una parte de la corriente de gases, es importante tener en cuenta que por debajo de un determinado porcentaje, la operación de la turbina de gas a plena puede no ser suficiente para cumplir con el mínimo de un 59% en el REE fijado para la percepción del 100% de la retribución. En la figura 40, se puede observar que a plena carga, la introducción de un porcentaje inferior al 70% de los gases de escape conllevaría el incumplimiento de la condición

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de eficiencia energética.

Figura 41: REE de la cogeneración de Campo Ebro S.A. en función de la potencia en eje de la turbina de gas para diferentes temperaturas de admisión.

Al incrementar la temperatura de admisión de la turbina de gas para una misma potencia en eje de la turbina se consigue aumentar la potencia térmica de los gases de escape (figura 13). En contra, de este modo se penaliza el rendimiento de la turbina, por lo que aumentaría el gasto de fuel. Sin embargo, como se aprecia en la figura 41, el efecto positivo de aprovechamiento térmico de los gases de escape supera el efecto negativo de incremento en el gasto de combustible, ya que de este modo aumenta la eficiencia de la cogeneración.

Figura 42: Gasto de vapor generado en la caldera de recuperación instalada en Campo Ebro S.A. como función de la potencia en eje de la turbina de gas y del porcentaje de gases de escape introducidos en la caldera de recuperación.

El titular de Campo Ebro S.A. no tiene formalizado contrato alguno para la venta de vapor a un tercero. Por lo tanto, el vapor excedente generado sería desechado, no contabilizando como calor útil generado para el cálculo de la eficiencia de la cogeneración. La figura 42 tiene como función ayudar al operador de la planta a fijar el porcentaje de gases de escape de la turbina de gas que es preciso expulsar a través del diverter para no generar una cantidad de vapor superior a la que realmente demanda el proceso de producción.

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REGULACIÓN POR POTENCIA EMPLEANDO POSTCOMBUSTIÓN

Figura 43: REE (%) de la cogeneración en función de la potencia en eje de la turbina y de la potencia térmica liberada en el quemador de postcombustión.

En la figura 43, se puede observar que mediante el empleo de un quemador de postcombustión se consigue aumentar hasta un 10% el REE de la instalación con respecto a la regulación por potencia.

Figura 44: Producción de la caldera de recuperación (kg/s) en función de la potencia en eje de la turbina y de la potencia térmica liberada en el quemador de postcombustión.

Mediante el empleo del quemador de postcombustión se puede conseguir un aumento del 100% de la producción de vapor respecto a la regulación por potencia, como queda reflejado en la figura 44.

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REGULACIÓN POR POTENCIA CONTROLANDO LA TEMPERATURA DE ADMISIÓN

Figura 45: REE (%) de la cogeneración en función de la potencia en eje de la turbina de gas y de la temperatura de admisión.

La figura 45 muestra que como consecuencia de un aumento de la temperatura de admisión a

la turbina de gas, y su consiguiente aumento de la potencia térmica de los gases de escape, el

posible mantener un valor del REE de operación si reducimos la carga de la turbina.

Figura 46: Producción de vapor (kg/s) de la caldera de recuperación como función de la potencia en eje de la turbina y de la temperatura de admisión.

La producción máxima de la caldera de recuperación mediante este método de regulación no

aumenta sustancialmente respecto al método de regulación únicamente por potencia.

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OPERACIÓN DE LA INSTALACIÓN 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Ene 3.282 3.074 2.347 3.231 3.881 3.208 2.973 3.282 Feb 2.665 2.936 2.760 2.292 2.258 3.324 3.330 2.665 Mar 3.062 4.126 3.950 3.401 3.407 3.494 2.798 3.062 Abr 2.719 3.580 3.682 2.719 3.113 3.371 3.491 2.719 May 4.898 2.581 2.254 4.033 2.953 2.116 2.892 4.898 Jun 2.552 2.505 2.644 2.642 3.810 3.503 3.391 2.552 Jul 2.799 3.526 3.290 3.946 2.967 3.151 3.601 2.799

Agos 2.542 2.275 3.939 3.824 2.520 3.637 2.378 2.542 Sept 3.054 3.930 4.026 2.994 3.057 2.316 2.666 3.054 Oct 2.540 2.864 4.127 3.296 2.749 3.377 2.781 2.540 Nov 4.125 3.445 2.877 2.935 3.149 3.464 3.207 4.125 Dic 3.810 3.033 2.305 3.188 2.910 2.139 3.542 3.810

Tabla 19: Demanda eléctrica (MWhe) de Campo Ebro S.A. durante su vida útil.

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Ene 7,19 9,34 6,12 7,27 9,17 6,37 11,11 7,19 Feb 6,96 6,93 6,28 6,27 6,64 8,03 10,19 6,96 Mar 10,44 7,76 5,79 8,23 6,71 8,11 6,63 10,44 Abr 8,97 7,07 7,33 9,29 6,78 8,76 5,59 8,97 May 9,99 4,11 8,46 4,14 8,82 7,53 4,99 9,99 Jun 4,56 6,48 5,42 7,03 9,49 6,07 8,22 4,56 Jul 4,70 10,18 7,11 3,44 7,28 6,24 5,43 4,70

Agos 7,48 5,16 5,57 4,80 6,49 7,07 9,57 7,48 Sept 4,72 5,58 5,54 9,96 6,22 7,35 5,95 4,72 Oct 4,27 8,60 8,75 6,62 6,40 6,62 8,57 4,27 Nov 7,60 6,78 6,06 8,40 8,53 5,71 5,54 7,60 Dic 4,83 3,97 7,04 6,67 8,05 6,79 5,55 4,83

Tabla 20: Demanda térmica (kg/s) de Campo Ebro S.A. durante su vida útil.

2008


Tabla 21: Puntos de operación mensuales de Campo Ebro S.A. en el año 2008.




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Tabla 23: REE, PES y FUE resultante en cada punto de operación mensual de Campo Ebro S.A. en el año 2008.

2009






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Tabla 26: REE, PES y FUE resultante en cada punto de operación mensual de Campo Ebro S.A. en el año 2009.

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2010


Tabla 27: Puntos de operación mensuales de Campo Ebro S.A. en el año 2010






Figura 47: REE, PES y FUE resultante en cada punto de operación mensual de Campo Ebro S.A. en el año 2010.




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2011








Figura 48: Evolución del REE, PES y FUE mensual de la instalación de Campo Ebro en el año 2011.




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Como se puede observar en la figura 48, en el mes de enero la instalación de cogeneración no cumplió con el REE mínimo establecido para percibir el total del régimen retributivo una instalación de sus características. La razón de ello es el bajo valor de vapor generado en la caldera de recuperación en dicho mes, acorde con la demanda de planta. Puesto que no es posible almacenar el vapor generado, y la instalación no vende vapor a un tercero, la demanda térmica de la planta limita el valor de la eficiencia de la cogeneración.

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2012












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2013












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2014












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2015












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RETRIBUCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL [01 / 01 / 2008 – 12 / 07 / 20013] Puesto que Campo Ebro S.A. recibió la autorización definitiva a la explotación en el año 2008, ésta tenía reconocida retribución en régimen específico con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto 413/2014. En el período de tiempo en el que estaba vigente la retribución en régimen especial regulada en el Real Decreto 661/2007, Campo Ebro S.A., como titular de la cogeneración, escogió como modalidad de retribución la tarifa regulada. Por lo tanto, cedía el total de la electricidad neta generada percibiendo por ello una cantidad fija por MWhe vertido a la red. Por otro lado, al no vender su energía eléctrica libremente en el mercado, la instalación no tiene derecho al cobro de una retribución en concepto de garantía de potencia. Además, el titular de la instalación percibía un complemento económico variable por unidad de MWhe vertido a la red función de la eficiencia de operación, siempre y cuando se superase el REE mínimo establecido para la instalación. El artículo 48 del Real Decreto 661/2007 obligaba a la instalación a cumplir con un valor mínimo de rendimiento eléctrico equivalente. Sin embargo, como puede observarse en la figura 53, la operación de la cogeneración cumplía ampliamente la condición de eficiencia mínima fijada en función de sus características, que era un 59%.

Figura 53: REE anual de operación de Campo Ebro durante el periodo de percepción de la retribución en régimen especial.

En último lugar, la instalación percibía un complemento por producción de energía eléctrica en un rango de factor de potencia de referencia de entre 0.98 inductivo y 0.98 capacitivo. Puesto que el objetivo del presente documento no es mostrar el mecanismo de retribución en régimen especial, por simplicidad en el cálculo, se han realizado los siguientes supuestos: - La instalación de cogeneración se encontraba acogida en todo momento a la modalidad de tarifa regulada. - La instalación de cogeneración opera en todo momento dentro del rango de factor de potencia de referencia.

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- La instalación de cogeneración no se encuentra acogida al régimen de discriminación horaria. - No se contabiliza el coste de desvío fijado en el mercado organizado por cada período de programación.

RÉGIMEN RETRIBUTIVO ESPECÍFICO [13 / 07 / 20013 – ACTUALIDAD] CLASIFICACIÓN DE LA INSTALACIÓN DE COGENERACIÓN. INSTALACIÓN TIPO La instalación bajo estudio, Campo Ebro es una cogeneración, y por lo tanto pertenece al grupo a.1. Emplea gas natural como combustible, suponiendo este el cien por cien del total empleado (mayor del noventa y cinco por ciento), por lo que pertenece al subgrupo a.1.1. Campo Ebro emplea una turbina de gas para la generación de energía eléctrica, con una potencia de salida en condiciones ISO de 13 MWe, que corresponde a la potencia instalada. Por último, el año de autorización a la explotación definitiva de la planta está fijado en 2008, teniendo por lo tanto reconocida retribución primada en fecha anterior a 13 de julio de 2013. Por lo tanto, podemos establecer que el código de la instalación tipo correspondiente es IT-01120 [2]. RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN. EVOLUCIÓN DEL VALOR NETO DEL ACTIVO La vida útil regulatoria de la instalación es de un total de veinticinco años desde la fecha en la que se le otorgó la autorización definitiva a la explotación y comenzó por lo tanto a percibir retribución por parte del Estado. A partir de las estimaciones de ingresos y costes de una instalación de estas características tomadas [2], podemos determinar la evolución del Valor Neto del Activo (instalación completa) a lo largo de la vida útil restante desde la entrada en vigor de la nueva normativa, lo cual queda reflejado en la figura 54, siguiendo la metodología expuesta [3]. De este modo, Campo Ebro S.A. percibe 448.569 € con carácter anual durante este primer semiperiodo regulatorio (2014 - 2016). Para el año 2013 percibió 210.150 €, cantidad que corresponde al período que va desde el 13/07/2013 hasta el final de dicho año.

Figura 54: Evolución del Valor Neto del Activo para la instalación tipo IT-01120.

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Se puede apreciar que la instalación teóricamente no ha amortizado todavía la inversión en la instalación de cogeneración desde el inicio de su actividad (inicio de la vida útil regulatoria). Por lo tanto, hasta el último semiperiodo regulatorio en el que la instalación pueda percibir retribución, recibirá una parte en concepto de compensación por la inversión inicial. CUMPLIMIENTO HORAS EQUIVALENTES DE FUNCIONAMIENTO 2013 Como se ha reflejado en el análisis correspondiente a Papelera del Oria S.A., la disposición adicional decimoctava [3] establece que la corrección por horas equivalentes de funcionamiento para el año 2013 se aplicará un únicamente al período que va desde el 13 de julio (entrada en vigor) hasta el 31 de diciembre. Éste también es el caso de la cogeneración Campo Ebro S.A. Para la instalación tipo correspondiente se establece para dicho período un valor del número de horas equivalentes de funcionamiento mínimo para la percepción del total de la retribución de 640 horas y un umbral de funcionamiento de 200 horas. Para dicho período (julio – diciembre), el número de horas equivalentes de funcionamiento correspondientes de funcionamiento resultaron ser 1,239 horas en total. Por lo tanto, se multiplicó el régimen retributivo específico correspondiente a ese período por un factor de 1, de acuerdo con la ecuación [1]. 2014 - 2015

Figura 55: Cumplimiento de las horas equivalentes de funcionamiento por periodo de corrección en los años 2014 y 2015.

En las figura 55 queda patente que las condiciones de funcionamiento durante los años 2014 y

2015 resultan en una cantidad de horas equivalentes de funcionamiento suficientes para que

no se le vea corregido el régimen retributivo en sendos años.

CUMPLIMIENTO CONDICIONES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

Puesto que Campo Ebro S.A. emplea una turbina de gas para la producción de energía eléctrica y consume gas natural como combustible, el rendimiento eléctrico equivalente mínimo correspondiente a la instalación es de un 59%.

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A partir de los datos operacionales mostrados en las tablas 21-38 , se ha determinado valor del REE correspondiente a cada uno de los años de funcionamiento en régimen específico, los cuales resultaron 78,5%, 80,3% y 80,4% respectivamente, por lo que ha sido siempre mayor al mínimo fijado para una instalación de cogeneración de estas característica. Por lo tanto, el total de la energía eléctrica producida por la instalación cumple con el REE mínimo, y no se ha de corregir el régimen retributivo percibido por la cogeneración.

EVOLUCIÓN DEL RÉGIMEN RETRIBUTIVO PERCIBIDO

Figura 56: Evolución de la retribución percibida por Campo Ebro desde el inicio de su vida útil regulatoria.

Entre los años 2012 y 2013 se produjo una disminución del 39,1 % en la retribución percibida por Campo Ebro S.A., mientras que entre los años 2013 y 2014 se produjo una disminución del mismo del 27,3 %. Sin embargo, entre los años 2014 y 2015 únicamente se produjo un descenso del 3,5%, por lo que cabe esperar que se mantenga en los siguientes años, si bien el valor de la rentabilidad razonable no decrece sustancialmente. Por lo tanto, como se concluyó en el caso de Papelera del Oria S.A., la retribución que percibía Campo Ebro S.A. en concepto de complemento por eficiencia tenía un peso importante en el total percibido. Con su desaparición, la retribución percibida

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IMPACTO SOBRE LA RENTABILIDAD DE LA COGENERACIÓN

El valor de la inversión inicial acometido por el titular de la planta en la cogeneración se estima en 13.906.919 € por MWe de potencia instalada [2].

Figura 57: Evolución del flujo de caja de Campo Ebro durante su vida útil hasta el año 2015.

Como se puede observar en la figura 57, durante el período en el que la retribución en régimen especial estaba vigente, el rendimiento económico de la implementación de una cogeneración de estas características con el único objetivo de vender electricidad en el mercado podría ser discutible. Si bien durante dos años consecutivos (2010 y 2011) la operación de la cogeneración resultó en un saldo negativo, el año siguiente obtuvo buenos resultados económicos y se podría pensar que ésta llegaría a ser rentable. Sin embargo, con la entrada en vigor de la nueva regulación, queda patente que no es factible sacar rentabilidad económica de la actividad de una cogeneración como la implementada en Campo Ebro S.A. Por otro lado, sí que se obtiene un alto beneficio de la cogeneración si el objetivo último es ahorrar costes de producción. En este aspecto, la puesta en marcha de la nueva regulación no ha modifica la rentabilidad de la misma, y sí es aconsejable su implementación.

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COGENERACIÓN EN INDUSTRIA ALIMENTICIA ‘COVAP’

DATOS NOMINALES La Sociedad Cooperativa Andaluza Ganadera del Valle de los Pedroches, COVAP, tiene en Pozoblanco (Córdoba) diversos centros productivos, entre los que destaca la nueva industria láctea. La industria láctea entró en funcionamiento en el año 2006, y es capaz de tratar y envasar 180 millones de litros de leche, además de otros derivados lácteos: batidos, nata, etc. La leche, recogida diariamente entre las 500 explotaciones lácteas de la Cooperativa, requiere una serie de tratamientos previos a su distribución que demandan un aporte energético fiable y de alta calidad. Para ello, se plantearon una serie de alternativas de aprovisionamiento energético, escogiendo un sistema de cogeneración como solución más eficiente y menos contaminante para cubrir sus demandas de calor y electricidad. La instalación de cogeneración recibió la autorización definitiva a la explotación en el año 2012, por lo que desde entonces la Cooperativa ha estado percibiendo la correspondiente retribución en régimen especial regulado en el Real Decreto 661/2007. Al ser la inversión acometida de gran envergadura, interesa analizar cómo afecta el nuevo marco regulatorio sobre su rentabilidad.

SITUACIÓN EN COGENERACIÓN Los criterios utilizados a la hora de definir y dimensionar la instalación de cogeneración han sido los siguientes: (a) Satisfacer la demanda de vapor saturado de la planta, que se estima en un consumo anual en torno a 45.000 toneladas a una presión de 10 bar. (b) Satisfacer la demanda de electricidad de la planta, la cual oscila en torno a los 7.740 MWhe anuales. Teniendo en cuenta los criterios anteriores, se evaluaron diferentes alternativas de cogeneración, escogiendo como solución óptima una planta de cogeneración basada en un ciclo simple con turbina de gas, además de una planta satélite de Gas Natural Licuado. Por lo tanto, la instalación de cogeneración dispone de: turbogenerador a gas y generador de vapor. El proceso de cogeneración implementado en esta industria queda reflejado en la figura 58. El turbogenerador a gas se trata de una turbina de gas industrial de 3,8 MWe, modelo Centaur 50, fabricada por la casa Solar. El aire una vez filtrado es comprimido en el compresor e introducido en el combustor donde se produce la inflamación del gas generando gases a elevada presión y entalpía que son expandido en la turbina, produciendo potencia suficiente como para a través de un eje, mover por un lado el compresor del turbogenerador y por otro alternador al cual está enganchado. Los gases de escape son conducidos y aprovechados en el generador de vapor, primero produciendo vapor saturado a la presión de 10 bar en la caldera de recuperación, y luego

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entrando en el economizador donde precalienta el agua tomado de la red antes de entrar a la caldera. Sin embargo, una pequeña parte del vapor generado es introducido en un intercambiador de calor que sirve para precalentar el aire de admisión a la turbina de gas y de este modo aumentar la potencia térmica de los gases de combustión.

Figura 58: Esquema de la instalación de cogeneración asociada a Covap.

Puesto que no se disponen de las curvas características de la turbina de gas que realmente se encuentra instalada, éstas se obtendrán a partir de las curvas correspondientes a una turbina modelo LM2500 de General Electric [1], mediante un proceso de escalado basado en seguimiento eléctrico. La caldera de recuperación empleada para el análisis de la cogeneración se modela a partir de un punto de funcionamiento en condiciones de diseño de una caldera real [anexo 3]. Para ilustrar el funcionamiento de la caldera de recuperación desglosaremos un punto de funcionamiento correspondiente a julio del 2012. El combustible empleado tanto para alimentar a la turbina de gas como para emplearlo en el quemador de postcombustión tiene la siguiente composición: 𝑪𝑯𝟒 91,2% 𝑪𝟐𝑯𝟔 7,4 % C3H8 0,8 % C4H8 0,1 % Otros componentes 0.5 % Para el cual resulta un poder calorífico inferior 𝐻𝑝 de 42,8 MJ/kg.

BALANCE EN EL QUEMADOR DE POSTCOMBUSTIÓN

𝜂𝑝𝑜𝑠𝑡 · 𝐻𝑝 · �̇�𝑓,𝑝𝑜𝑠𝑡 = �̇�𝑔,02 · ℎ𝑔,02 − �̇�𝑔,01 · ℎ𝑔,01






= 1,12 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾

Flujo de gases de combustión a la salida �̇�𝑔,02 = 8,16 𝑘𝑔/𝑠

80



= 1,21 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾


�̇�𝑒𝑣𝑎𝑝 = �̇�𝑔 · (ℎ𝑔,02 − ℎ𝑔,03) = �̇�𝑣 · (ℎ𝑣,1 − ℎ𝑤,1)



Temperatura del agua a la entrada de la caldera 𝑇𝑤,3 = 181 º𝐶 Entalpía del agua de entrada a la caldera ℎ𝑤,3 = 763 𝑘𝐽/𝑘𝑔




= 1,21 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾



= 1,21 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾


�̇�𝐸𝑐𝑜𝑛 = �̇�𝑔 · (ℎ𝑔,03 − ℎ𝑔,04) = �̇�𝑣 · (ℎ𝑤,2 − ℎ𝑤,1)




Temperatura del agua a la salida 𝑇𝑤,2 = 138 º𝐶 Entalpía del agua a la salida ℎ𝑤,2 = 581 𝑘𝐽/𝑘𝑔



𝑔,03= 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾



= 1,21 𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾

81

Figura 59: Diagrama T-Q correspondiente a la operación de la caldera de recuperación en el mes de julio de 2012.

La simulación resulta con caldera de recuperación operando con un valor del Pinch Point de 2ºC y con un valor del Approach Point de 45ºC. El valor resultante del Pinch Point está lejos de la realidad desde un punto de vista operativo.

82

CURVAS DE REGULACIÓN DE LA COGENERACIÓN Los mapas de regulación han sido implementados fijando las siguientes condiciones de operación:

Temperatura de retorno de condensados 𝑇𝑤1 = 90 º𝐶 Presión de generación de vapor 𝑝 = 10.3 𝑏𝑎𝑟 Extracción de agua a la salida del economizador 𝜉𝑒𝑐𝑜𝑛 = 2 % Eficiencia del quemador de postcombustión 𝜂𝑝𝑜𝑠𝑡 = 96 %

Para implementar el análisis tanto de la regulación por potencia como de la regulación potencia más empleo de un quemador de postcombustión se ha empleado como temperatura de referencia la correspondiente a las condiciones ISO de funcionamiento de la turbina de gas original [1]. Para el conjunto de los tres análisis se ha usado un valor de las horas mensuales de producción igual a 710. REGULACIÓN POR POTENCIA

Figura 60: REE (%) de la cogeneración de Covap en función de la potencia en eje de la turbina de gas y del porcentaje de gases de escape que son introducidos en la caldera de recuperación.

Según los resultados del modelo implementado para la instalación de cogeneración ubicada en la planta de COVAP, ésta puede alcanzar valores del REE de hasta el 80 % regulando por potencia si se opera con la turbina de gas a plena carga y se introducen el total de los gases de combustión en la caldera de recuperación. La figura 60 establece además un efecto de la regulación potencia. Si aumentamos la potencia en eje de la turbina podemos expulsar un mayor porcentaje de gases de escape por el diverter. Esto es consecuencia del aumento de la energía eléctrica generada y de la capacidad térmica de los gases de combustión, que resulta compensar la disminución posterior debido a la salida de gases antes de introducir la corriente en la caldera de recuperación.

83

Figura 61: Producción de vapor (kg/s) de la caldera de recuperación en función de la potencia en eje de la turbina de gas y el porcentaje de gases de escape correspondiente que son introducidos .

La figura 61 corrobora lo anteriormente expuesto. Observamos que un aumento de la

potencia en eje permite un aumento del porcentaje de los gases de combustión que son

desechados para producir una misma cantidad de vapor en la caldera de recuperación en las

condiciones de operación fijadas, dado que aumenta la capacidad térmica de la corriente.

Observamos también que la planta puede generar vapor regulando por potencia hasta un

máximo ligeramente superior a 2 kg/s.

Figura 62: Sensibilidad del REE de la cogeneración frente a la temperatura de admisión a la turbina de gas fijada una potencia en eje.

Se observa en la figura 62 que un aumento de la temperatura de admisión mejora sustancialmente la eficiencia de la cogeneración. Si se analizase la turbina de gas por separado, podríamos ver que este método de regulación penaliza la eficiencia de la misma. Sin embargo, la producción de energía térmica útil en la caldera de recuperación compensa este efecto negativo.

84

Por otro lado, el valor máximo del REE que es posible alcanzar en operación es del orden del 90%, el cual está por encima del valor esperado para una instalación de estas características. Sin embargo, se ha podido observar durante las simulaciones que el resultado del cálculo de la eficiencia de la cogeneración está fuertemente influenciado por el contenido energético del combustible. Es posible que la elección del valor de este parámetro no haya sido el adecuado para la simulación de la instalación.

Figura 63: Beneficio neto de la cogeneración (k€), más costes evitados incluidos, en función de la potencia en eje de la turbina de gas y el porcentaje de gases de escape que son introducidos en la caldera de recuperación.

Como se puede observar en la figura 63 la cogeneración es rentable, desde un punto de vista de ahorro de costos de producción, para todo el rango de potencias de operación de la turbina de gas aprovechando al menos el 50 % de los gases de escape de la turbina de gas.

85

REGULACIÓN POR POTENCIA Y EMPLEO DE QUEMADOR DE POSTCOMBUSTIÓN

Figura 64: REE (%) de la cogeneración en función de la potencia en eje de la turbina de gas y de la potencia térmica liberada en el quemador de postcombustión.

Se puede observar un aumento sustancial del REE máximo alcanzable con respecto a la regulación por potencia reflejada en la figura 64. Por otro lado, se aprecia también un comportamiento cóncavo de una curva de eficiencia constante. Para alcanzar un determinado valor del REE de operación para la cogeneración, a partir de un valor concreto de la potencia en eje de la turbina se requiere una cantidad menor de combustible en el quemador de postcombustión.

Figura 65: Producción de vapor (kg/s) de la caldera de recuperación en función de la potencia en eje de la turbina de gas y la potencia térmica liberada en el quemador de postcombustión.

La conclusión que sacamos de la figura 65 es que para lograr una determinada producción de vapor en la caldera de recuperación, al aumentar la carga en la turbina de gas es necesario un

86

menor consumo de gas natural en el quemador de postcombustión. De nuevo, esto es debido al aumento de la capacidad térmica de los gases de combustión al aumentar la carga de la turbina. Además se observa un aumento sustancial de capacidad de producción de la caldera de recuperación, alcanzando valores de hasta 5,5 kg/s para valores altos de la potencia en eje de la turbina. Sin embargo, se aprecia también un límite de funcionamiento de la caldera de recuperación respecto de la operación del quemador de postcombustión en torno a los 8 MWt para cargas altas de la turbina de gas. En términos computacionales, para dichos puntos de operación, el algoritmo iterativo empleado para la determinación del punto de funcionamiento en condiciones fuera de diseño [anexo 3] no converge a una solución real.

Figura 66: Beneficio neto de operación de la cogeneración (k€), en función de la potencia en eje de la turbina y de la potencia térmica liberada en el quemador de postcombustión.

Desde un punto de vista puramente lucrativo, el empleo de un quemador de postcombustión no es rentable en ningún caso. Es lógico, puesto que entre los ingresos de la planta no se encuentra la venta de vapor a un tercero. Por lo tanto, incrementar la potencia térmica de la corriente de entrada a la caldera de recuperación no es rentable.

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Figura 67: Beneficio neto de la cogeneración (k€), más costos evitados, en función de la potencia en eje de la turbina de gas y la potencia térmica liberada en el quemador de postcombustión.

En la figura 67 se observa un límite que separa la región de beneficio neto positivo respecto del negativo para la cogeneración. La conclusión que sacamos es que a partir de un cierto valor del combustible quemado, el costo evitado por generación de vapor en la caldera de recuperación no supera el coste del propio gas natural empleado. REGULACIÓN POR POTENCIA Y CONTROL DE LA TEMPERATURA DE ADMISIÓN

Figura 68: REE (%) de la cogeneración en función de la potencia en eje de la turbina y de la temperatura de admisión.

La regulación por temperatura de admisión a la turbina aumenta el límite superior del REE respecto a la regulación por potencia. Además, en la figura 68 podemos observar que es posible conseguir valores mayores de eficiencia de la cogeneración al disminuir la carga en la turbina si se precalienta la entrada de aire a la misma.

88

Figura 69: Producción de la caldera de recuperación en función de la potencia en eje de la turbina y de la temperatura de admisión.

La regulación por potencia y control de la temperatura de admisión no incrementa de forma sustancial la producción de vapor. Se eleva de este modo el límite superior de producción hasta los 2,2 kg/s.

Figura 70: Beneficio neto de la cogeneración (k€) en función de la potencia en eje de la turbina de gas y de la temperatura de admisión.

89

Figura 71: Beneficio neto de la cogeneración (k€), más costes evitados, como función de la potencia en eje de la turbina de gas y de la temperatura de admisión.

Como se puede observar en la figura 71, la cogeneración es rentable desde el punto de vista

de ahorro de costos para prácticamente cualquier punto de funcionamiento regulando pote

temperatura de admisión.

90

OPERACIÓN DE LA INSTALACIÓN

2012 2013 2014 2015 Ene 713 591 736 572 Feb 749 676 498 728 Mar 443 692 714 784 Abr 752 529 729 804 May 642 678 829 475 Jun 431 840 711 532 Jul 503 759 503 764

Agos 608 637 444 419 Sept 770 518 637 648 Oct 772 639 707 790 Nov 455 553 663 677 Dic 775 601 660 451

Tabla 39: Demanda eléctrica (MWhe) de COVAP. durante su vida útil.

2012 2013 2014 2015 Ene 1,71 1,52 2,29 2,65 Feb 2,35 1,98 1,37 1,55 Mar 1,93 3,22 1,53 1,63 Abr 2,42 1,97 1,80 2,14 May 2,32 1,51 2,17 2,71 Jun 1,68 2,44 1,53 2,06 Jul 2,31 1,79 3,25 1,89

Agos 1,34 1,44 2,29 1,55 Sept 1,94 1,70 2,32 2,34 Oct 2,55 2,03 2,56 1,74 Nov 1,56 2,27 1,77 2,04 Dic 2,28 3,15 1,44 1,47

Tabla 40: Demanda térmica (kg/s) de COVAP durante su vida útil.

2012


Tabla 41: Puntos de operación mensuales de la cogeneración para el año 2012.




91



Agos 1.442 1.442 4.430 4.430 0 2.291 Sept 1.258 1.258 4.590 4.590 0 2.154 Oct 990 990 3.692 3.692 0 1.571 Nov 1.885 1.885 5.308 5.308 0 2.518 Dic 1.489 1.489 6.033 6.033 0 2.485


Tabla 43: Evolución del REE, PES y FUE mensual de la instalación de Covap en el año 2012.

92

2013




Ene 2.109 2.109 5.917 5.917 0 2.749 Feb 1.273 1.273 3.942 3.942 0 2.100 Mar 1.788 1.788 6.088 6.088 0 2.729 Abr 924 924 2.871 2.871 0 1.531 May 1.861 1.861 5.351 5.351 0 2.612 Jun 1.458 1.458 6.002 6.002 0 2.526 Jul 1.753 1.753 5.242 5.242 0 2.986







93

2014











94

2015











95


RETRIBUCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL [01 / 01 / 2012 – 12 / 07 / 20013] Puesto que la cogeneración asociada a COVAP recibió la autorización definitiva a la explotación en el año 2012, ésta tenía reconocida retribución en régimen específico con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto 413/2014. En el período de tiempo en el que estaba vigente la retribución en régimen especial regulada en el Real Decreto 661/2007, COVAP se acogió a la modalidad de retribución la tarifa regulada. De este modo, cedía el total de la electricidad neta generada percibiendo por ello una cantidad fija por MWhe vertido a la red. Sin embargo, al no vender su energía eléctrica libremente en el mercado, la instalación no tiene derecho al cobro de una retribución en concepto de garantía de potencia. Además, el titular de la instalación percibía un complemento económico variable por unidad de MWhe vertido a la red función de la eficiencia de operación, siempre y cuando se superase el REE mínimo establecido para la instalación. El artículo 48 del Real Decreto 661/2007 [4] obligaba a la instalación a cumplir con un valor mínimo de rendimiento eléctrico equivalente. Sin embargo, durante el período en el que percibía retribución en régimen especial, COVAP operó con un REE anual del 82,1% y del 82,8% en los años 2012 y 2013 respectivamente. De este modo, cumplía ampliamente la condición de eficiencia mínima fijada en función de sus características, que era un 59%. En último lugar, la instalación percibía un complemento por producción de energía eléctrica en un rango de factor de potencia de referencia de entre 0.98 inductivo y 0.98 capacitivo. Puesto que el objetivo del presente documento no es mostrar el mecanismo de retribución en régimen especial, por simplicidad en el cálculo, se han realizado los siguientes supuestos: - La instalación de cogeneración se encontraba acogida en todo momento a la modalidad de tarifa regulada. - La instalación de cogeneración opera en todo momento dentro del rango de factor de potencia de referencia. - La instalación de cogeneración no se encuentra acogida al régimen de discriminación horaria. - No se contabiliza el coste de desvío fijado en el mercado organizado por cada período de programación.

CUMPLIMIENTO CONDICIONES EFICIENCIA ENERGÉTICA La instalación de cogeneración emplea una turbina de gas para la generación de energía eléctrica y emplea gas natural como combustible. De este modo, según [3], el REE eléctrico mínimo para la percepción del total del régimen retributivo es del 59%. En los años 2014 y 2015 la instalación de cogeneración operación un valor de dicha eficiencia

96

de 83,7 % y 83,8 % respectivamente. De este modo, al total de la energía eléctrica generada en el cómputo de estos dos años se le puede aplicar una garantía de aprovechamiento térmico asociado, y por lo tanto, el factor de corrección de aplicado sobre el régimen retributivo es igual a la unidad.

CUMPLIMIENTO HORAS EQUIVALENTES DE FUNCIONAMIENTO 2013 Como se ha reflejado en el análisis anteriores., la disposición adicional decimoctava [3] establece que la corrección por horas equivalentes de funcionamiento para el año 2013 se aplicará un únicamente al período que va desde el 13 de julio (entrada en vigor) hasta el 31 de diciembre. Puesto que COVAP recibió la autorización definitiva a la explotación en el año 2012, este también es su caso. Para la instalación tipo correspondiente se establece para dicho período un valor del número de horas equivalentes de funcionamiento mínimo para la percepción del total de la retribución de 640 horas y un umbral de funcionamiento de 200 horas. Para dicho período (julio – diciembre), el número de horas equivalentes de funcionamiento correspondientes de funcionamiento resultaron ser 1,611 horas en total. Por lo tanto, se multiplicó el régimen retributivo específico correspondiente a ese período por un factor de 1, de acuerdo con la ecuación [1]. 2014 - 2015

Figura 72: Horas equivalentes de funcionamiento de Campo Ebro y límites para la percepción del total de la retribución al finalizar los períodos de corrección dentro de los años 2014 y 2015.

Como se puede observar en la figura 72 la instalación de cogeneración cumple con las horas equivalentes mínimas de funcionamiento para la percepción del total del régimen retributivo específico correspondiente a los años 2014 y 2015. RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN. EVOLUCIÓN DEL VALOR NETO DEL ACTIVO La retribución percibida en concepto de retribución a la inversión para este primer semiperiodo regulatorio es de 409.763 € por cada año de operación. Como quedó establecido

97

en xxx, esta es la cantidad que, percibida anualmente, hace que se recupere la inversión por completo. Para el año 2013 percibió 191.970 € por este concepto.

Figura 73: Evolución del Valor Neto del Activo asociado a la instalación tipo IT-1100 a lo largo de su vida útil regulatoria correspondiente.

Como se puede observar en la figura 73, la instalación implementada en la planta de

producción de COVAP será amortizada hasta que finalice su vida útil regulatoria, recibiendo de

este modo su correspondiente retribución a la inversión.

EVOLUCIÓN DEL RÉGIMEN RETRIBUTIVO PERCIBIDO

Figura 74: Evolución de la retribución percibida por COVAP a lo largo de su vida útil regulatoria.

Entre los años 2012 y 2013 se produjo un decremento de la retribución percibida de un 20,5%, mientras que entre los años 2013 y 2014 descendió un 14,7%. Sin embargo, entre los años 2014 y 2015 se produjo un aumento irrisorio del 0,8 %. De nuevo, la conclusión a la que llegamos es que la desaparición del término por complemento de eficiencia energética ha diezmado la retribución, dado el alto valor del REE con el que suele operar la cogeneración.

IMPACTO SOBRE LA RENTABILIDAD DE LA COGENERACIÓN El valor empleado para el coste inicial de la inversión puede ser estimado en 4.605.854 € [2].

98

Figura 75: Evolución del beneficio neto de la cogeneración (k€) teniendo y no respectivamente en cuenta costos evitados.

A diferencia de los casos analizados anteriormente, Papelera del Oria S.A. y Campo Ebro S.A., en el momento de entrada en vigor de la nueva regulación, el beneficio neto de la actividad de venta directa de electricidad en el mercado, sin aprovechamiento térmico asociado, resulta positivo.

99

ANEXO 1. MODELO PREDICTIVO HRSG. Las condiciones en las que el fabricante ensayó la caldera de recuperación diferirán con altísima seguridad de las de operación de la instalación de cogeneración durante su uso. Los parámetros de operación que se han fijado pueden para la determinación del punto de funcionamiento óptimo son: a. Temperatura de los gases de combustión a la entrada de la caldera de recuperación. a.1. Regulación de la operación de la turbina de gas. a.2. Empleo de un quemador de postcombustión aguas arriba de la caldera de recuperación. b. Composición de gases de combustión introducidos b.1. Regulación de la operación de la turbina de gas. b.2. Empleo de un quemador de postcombustión aguas arriba de la caldera de recuperación. c. Gasto de gases de combustión introducido en la caldera de recuperación c.1. Regulación de la operación de la turbina de gas. c.2. Empleo de un quemador de postcombustión aguas arriba de la caldera de recuperación. c.3. Expulsión de gases de combustión a través del diverter. d. Temperatura del agua de alimentación a la caldera (ha permanecido fijada en todos los casos estudiados). d.1. Variación en la operación del proceso productivo. e. Presión de producción de vapor (ha permanecido fijada en todos los casos estudiados) e.1. Necesidades de operación de la planta. f. Porcentaje de gasto de agua de extracción a la salida del economizador (ha permanecido fijada en todos los casos estudiados). Por lo tanto, se ha hecho preciso establecer una metodología para simular la caldera de recuperación en condiciones de operación diferentes a las de diseño. En una caldera de recuperación que no tiene sección radiante, el coeficiente global de transferencia se compone de tres resistencias para la transferencia de calor: 1. Resistencia a la transferencia de calor por convección por el lado de los gases de combustión (exterior de los tubos). 2. Resistencia conductiva a través de los tubos de la caldera.

100

3. Resistencia a la transferencia de calor por convección por el lado del agua (interior de los tubos). De estas tres resistencias térmicas, la que tiene un peso predominante en el proceso de transferencia de calor es la primera. Esto nos permite aproximar el coeficiente global de transferencia en condiciones fuera de diseño a partir del coeficiente de película por el lado de los gases de combustión.

𝑈𝑜𝑓𝑓𝑑 = ℎ𝑔𝑎𝑠,𝑜𝑓𝑓𝑑

La ecuación [2] muestra la correlación empleada para determinar el coeficiente de película por el lado de los gases [21].

ℎ𝑔𝑎𝑠 = 𝑚𝑔

0.6 · 𝑘𝑔0.7 · 𝑐𝑝,𝑔

0.3

𝑑0.4 · µ𝑔0.3 [2]

Podemos aplicar la ecuación [2] tanto al caso de diseño como el de fuera de diseño que estamos analizando.

𝑈𝑑

𝑈𝑜𝑓𝑓𝑑=

𝑚𝑔,𝑑0.6 · 𝑘𝑔,𝑑

0.7 · 𝑐𝑝,𝑔,𝑑0.3

𝑑0.4 · µ𝑔,𝑑0.3

𝑚𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑0.6 · 𝑘𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑

0.7 · 𝑐𝑝,𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑0.3

𝑑0.4 · µ𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑0.3

= 𝑚𝑔,𝑑

0.6

𝑚𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑0.6 ·

𝑘𝑔,𝑑0.7 · 𝑐𝑝,𝑔,𝑑

0.3

µ𝑔,𝑑0.3

𝑘𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑0.7 · 𝑐𝑝,𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑

0.3

µ𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑0.3

Puesto que las condiciones geométricas de la caldera de recuperación no cambian entre dos puntos de operación, el término d (diámetro de los tubos) se cancela en el ratio expuesto en la ecuación. Por lo tanto, no es necesario conocer la geometría de la caldera para poder simular el comportamiento de la caldera de recuperación. En la ecuación [3] se define el factor de propiedades termodinámicas del gas, las cuales se calculan en condiciones promedio de la superficie de intercambio.

𝐹𝑔 =𝑘𝑔

0.7 · 𝐶𝑝,𝑔0.3

µ𝑔0.3 [3]

𝑈𝑑

𝑈𝑜𝑓𝑓𝑑=

𝑚𝑔,𝑑0.6

𝑚𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑0.6 ·

𝐹𝑔,𝑑

𝐹𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑→ 𝑈𝑜𝑓𝑓𝑑 = 𝑈𝑑 ·

𝑚𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑0.6

𝑚𝑔,𝑑0.6 ·

𝐹𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑

𝐹𝑔,𝑑

Por lo tanto, tenemos implementado un método para el cálculo del coeficiente global de transferencia de una superficie de intercambio conocidas las condiciones promedio a lo largo de la misma. Sin embargo, dada la temperatura de entrada a la superficie de intercambio, el problema surge por el desconocimiento de la temperatura de salida. Se ha de implementar un método iterativo: 1) Suponer un valor de gasto de 𝑚𝑣,𝑜𝑓𝑓𝑑

101

2) - RESOLUCIÓN DEL EVAPORADOR - Conocemos 𝑇𝑔1,𝑜𝑓𝑓𝑑 ya que es la temperatura de salida de o la turbina de gas o el quemador

de postcombustión. Es una condición de entrada de nuestro modelo. Por otro lado, puesto que conocemos la presión a la que deseamos generar el vapor, conocemos la temperatura de cambio de fase a lo largo de la superficie de intercambio. Por lo tanto, la obtención de la temperatura de salida del gas de combustión, resolvemos la ecuación no lineal [4].

𝑙𝑛 (𝑇𝑖𝑛𝑙𝑒𝑡,𝑔 − 𝑇𝑠𝑎𝑡

𝑇𝑜𝑢𝑡𝑙𝑒𝑡,𝑔 − 𝑇𝑠𝑎𝑡) =

𝑈𝐴𝑜𝑓𝑓𝑑

𝑚𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑 · 𝐶𝑝.𝑔 [4]

De este modo hemos calculado 𝑇𝑔2,𝑜𝑓𝑓𝑑.

3) Suponer un valor inicial de 𝑇𝑔3,𝑜𝑓𝑓𝑑

4) - RESOLUCIÓN DEL ECONOMIZADOR - Como dijimos anteriormente, en primera instancia hemos supuesto el valor de la temperatura de los gases de combustión a la salida del economizador 𝑇𝑔3,𝑜𝑓𝑓𝑑, lo cual nos devuelve un valor

de la potencia térmica intercambiada en el economizador.

𝑄1 = �̇�𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑 · 𝐶𝑝,𝑜𝑓𝑓𝑑 · (𝑇𝑔,02,𝑜𝑓𝑓𝑑 − 𝑇𝑔,03,𝑜𝑓𝑓𝑑)

Sin embargo, estamos empleando una correlación para la determinación del coeficiente global de transferencia en condiciones fuera de diseño 𝑈𝐴𝑒𝑐𝑜𝑛,𝑜𝑓𝑓𝑑, lo cual arrojaría un nuevo valor

de la potencia térmica intercambiada en el economizador, calculado a partir del método 𝜀 − 𝑁𝑇𝑈.

𝐶𝑤,𝑜𝑓𝑓𝑑 = �̇�𝑤,𝑜𝑓𝑓𝑑 · 𝐶𝑤,𝑜𝑓𝑓𝑑

𝐶𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑 = �̇�𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑 · 𝐶𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑

𝐶 =min (𝐶𝑤,𝑜𝑓𝑓𝑑 , 𝐶𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑)

max (𝐶𝑤,𝑜𝑓𝑓𝑑 , 𝐶𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑)

𝑁𝑇𝑈 = 𝑈𝐴𝑒𝑐𝑜𝑛,𝑜𝑓𝑓𝑑

min (𝐶𝑤,𝑜𝑓𝑓𝑑 , 𝐶𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑)

𝜀𝑒𝑐𝑜𝑛,𝑜𝑓𝑓𝑑 =(1 − exp (−𝑁𝑇𝑈 · (1 − 𝐶)))

(1 − 𝐶 · exp (−𝑁𝑇𝑈 · (1 − 𝐶)))

𝑄2 = 𝜀𝑒𝑐𝑜𝑛,𝑜𝑓𝑓𝑑 · min(𝐶𝑤,𝑜𝑓𝑓𝑑 , 𝐶𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑) · (𝑇𝑔2,𝑜𝑓𝑓𝑑 − 𝑇𝑤1,𝑜𝑓𝑓𝑑)

102

Si diferencia entre ambos valores de la potencia térmica no está por debajo de una cierta tolerancia, se computan las ecuaciones [5 - 7] y se retorna al punto 4)

𝑇𝑔4,𝑜𝑓𝑓𝑑 = 𝑇𝑔3,𝑜𝑓𝑓𝑑 −𝑄𝑒𝑐𝑜𝑛,𝑜𝑓𝑓𝑑

𝐶𝑔,𝑜𝑓𝑓𝑑 [5]

𝑇𝑤2,𝑜𝑓𝑓𝑑 = 𝑇𝑤1,𝑜𝑓𝑓𝑑 +𝑄𝑒𝑐𝑜𝑛,𝑜𝑓𝑓𝑑

𝐶𝑤,𝑜𝑓𝑓𝑑 [6]

𝑚𝑣,𝑜𝑓𝑓𝑑 = (𝑄𝑒𝑣𝑎𝑝,𝑜𝑓𝑓𝑑 + 𝑄𝑒𝑐𝑜𝑛,𝑜𝑓𝑓𝑑)

(ℎ𝑣,𝑜𝑓𝑓𝑑 − ℎ𝑤1,𝑜𝑓𝑓𝑑) [7]

En caso afirmativo, el método ha convergido para el economizador. - FIN RESOLUCIÓN ECONOMIZADOR – Si la diferencia entre el valor del gasto de vapor en el punto 4) y el resultante al finalizar el economizador se encuentra por debajo de una tolerancia acepta habremos finalizado el método iterativo. En caso contrario volver al punto 2) empleando el nuevo gasto de vapor calculado.

103

ANEXO 2. OBTENCIÓN PARÁMETROS DE COGENERACIÓN CÁLCULO DEL CALOR ÚTIL DE COGENERACIÓN (HCHP) El parámetro 𝐻𝐶𝐻𝑃 representa la parte del efecto térmico útil de la instalación (calor total utilizado) cubierto gracias a la cogeneración. El cálculo o estimación de dicho parámetro tiene por objeto el cálculo del consumo de combustible evitado (considerado como energía primaria) por producción de calor útil gracias al aprovechamiento de la energía residual procedente del proceso de producción de energía eléctrico. De este modo, el anexo II del Real Decreto 616/2007, sobre fomento de la cogeneración, establece la forma de cálculo de esta cantidad de calor como la diferencia entre la producción total de calor de la planta y cualquier cantidad de calor producida en calderas separadas o mediante extracción bajo tensión del vapor procedente del generador de vapor antes de su paso por la turbina de vapor.

𝐻 = 𝐻𝐶𝐻𝑃 + 𝐻𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃 → 𝐻𝐶𝐻𝑃 = 𝐻 − 𝐻𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃 Por lo tanto, en primer lugar es preciso determinar cuál es la producción total de calor de la planta. Para ello, tendremos que diferenciar las diferentes posibilidades de consumo de energía térmica de proceso dentro de ella. Exponemos la forma de cálculo de los casos más comunes: secado, refrigeración, producción de vapor y producción de agua caliente. SECADO

En este caso, el calor utilizado en la cogeneración se calcula a partir de un balance energético en el secadero. El calor H total empleado por la instalación de cogeneración corresponderá a una diferencia de entalpía entre la entrada y la salida al secadero de la corriente de gases de combustión o aire empleada para el secado, multiplicado por la masa total de aire/gases de combustión que a lo largo del año circula a través del secadero.

𝐻𝑠𝑒𝑐 = �̇�𝑔/𝑎 · (ℎ𝑒,𝑔/𝑎 − ℎ𝑠,𝑔/𝑎) · 𝑁ℎ𝑓𝑢𝑛𝑐

𝐻𝑠𝑒𝑐: Cantidad de calor anual empleada en el secadero. �̇�𝑔/𝑎: Flujo másico medio anual de gas o aire que circula a través del secadero.

ℎ𝑒,𝑔/𝑎: Entalpía de entrada de los gases de combustión o aire del secadero.

ℎ𝑠,𝑔/𝑎: Entalpía de salida de los gases de combustión o aire del secadero.

𝑁ℎ𝑓𝑢𝑛𝑐: Número de horas de funcionamiento anuales de la instalación de cogeneración.

REFRIGERACIÓN

El calor empleado corresponde a la demanda de refrigeración a lo largo del año, no a la cantidad de energía total consumida por la máquina de absorción.

𝐻𝑟𝑒𝑓𝑟 = �̇�𝑟𝑒𝑓𝑟 · 𝑁ℎ𝑓𝑢𝑛𝑐

𝐻𝑟𝑒𝑓𝑟: Demanda cubierta de refrigeración por la máquina de absorción en un año de operación.

�̇�𝑟𝑒𝑓𝑟: Potencia frigorífica de la máquina de producción de frío.


104

PRODUCCIÓN DE VAPOR/AGUA CALIENTE

En el calor de calor total necesario para la producción de vapor en la condiciones precisadas por el proceso productivo adosado a la instalación de cogeneración, debemos distinguir entre el caso en el que es posible retornar parte del caudal másico en forma de condensado desde el proceso, y los que no. Evidentemente, si no es posible retornar condensados desde el proceso productivo, se habrá de tomar el total del caudal másico de vapor en forma de agua líquida desde la red. Por lo tanto, el calor requerido será mucho mayor que en el caso contrario, puesto que normalmente el agua desde la red se encuentra a una temperatura mucho menor que los condensados retornados. Así pues, para el caso en el que se produzca un retorno de condensados:

𝐻𝑣 = [�̇�𝑣 · ℎ𝑣 − �̇�𝑐 · ℎ𝑐 − �̇�𝐴 · ℎ𝐴] · 𝑁ℎ𝑓𝑢𝑛𝑐

Y en caso contrario:

𝐻𝑣 = �̇�𝑣 · (ℎ𝑣 − ℎ𝐴) · 𝑁ℎ𝑓𝑢𝑛𝑐

𝐻𝑣: Cantidad de calor anual empleada en el secadero. �̇�𝑣: Flujo másico medio anual de vapor producido para proceso. �̇�𝑐: Flujo másico medio anual de condensados retornados desde proceso. �̇�𝐴: Flujo másico medio anual de aporte de agua líquida tomado directamente de la red. ℎ𝑣: Entalpía del vapor en las condiciones para requeridas para proceso. ℎ𝑐: Entalpía del condensado retornado desde proceso. ℎ𝐴: Entalpía del agua líquida de aporte tomado de la red. 𝑁ℎ𝑓𝑢𝑛𝑐: Número de horas de funcionamiento anuales de la instalación de cogeneración.

Para la estimación del calor utilizado por la instalación, en el caso de que el objeto sea la misma sea la producción de agua caliente, se plantea sencillamente un balance entre la entrada y salida:

𝐻ℎ𝑤 = 𝐶𝑝,𝑤 · �̇�𝑤 · (𝑇𝑠,𝑤 − 𝑇𝑒,𝑤) · 𝑁ℎ𝑓𝑢𝑛𝑐

𝐻𝑠𝑒𝑐: Cantidad de calor anual empleada en el secadero. �̇�𝑔/𝑎: Flujo másico medio anual de gas o aire que circula a través del secadero.

ℎ𝑒,𝑔/𝑎: Entalpía de entrada de los gases de combustión o aire del secadero.

ℎ𝑠,𝑔/𝑎: Entalpía de salida de los gases de combustión o aire del secadero.


Finalmente, el calor total consumido por la instalación se estima sumando los efectos anteriormente expuestos:

𝐻 = 𝐻𝑟𝑒𝑓𝑟 + 𝐻𝑠𝑒𝑐+ 𝐻𝑣 + 𝐻ℎ𝑤

El siguiente paso en la estimación del calor útil de cogeneración es el calor aportado a la instalación por procesos alternativos al aprovechamiento de la energía residual procedente del proceso de producción de energía eléctrica. Así pues, el calor producido por procesos no cogenerativos (𝐻𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃) es aquel que se ha

105

producido obviamente fuera de un proceso de cogeneración. Representa por lo tanto la parte del calor total empleado por de la instalación H que es cubierto a partir de un consumo adicional de combustible al del generador de electricidad. Este calor se obtiene quemado una caldera aparte o en un quemador convencional. Puesto que en principio no se conoce el rendimiento con el que se quema este combustible, se toma el valor de referencia para la producción separada de calor que aparece en el anexo II de la Decisión de la Comisión de 19 de diciembre de 2011, y cuyos valores, en función del combustible empleado aparecen en la tabla 14.

𝐻𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃 = 𝐹𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃,𝑝𝑜𝑠𝑡/𝑐𝑎𝑙𝑑 · 𝑅𝑒𝑓𝐻𝜂

OBTENCIÓN DE RENDIMIENTOS REFERENCIA RENDIMIENTO DE REFERENCIA PARA LA PRODUCCIÓN POR SEPARADO DE ELECTRICIDAD

Para obtener el valor básico del valor del rendimiento de referencia para la producción por separado de electricidad, necesitamos como datos de entrada el tipo de combustible empleado en la instalación de cogeneración y el año en el que se encuentre operando la planta. Sin embargo, puesto que la variación del valor básico del rendimiento de referencia de la producción separada de electricidad de un año a otro es despreciable (de hecho desde el 2006 no varía), únicamente es preciso el dato del combustible empleado por la cogeneración para la obtención de dicho parámetro. Una vez obtenido el valor básico de 𝑅𝑒𝑓𝐸𝜂𝑜, es preciso corregirlo en base a dos criterios: clima

y nivel de tensión de interconexión.

106

Figura 76: Valor del rendimiento de referencia para la producción separada de electricidad.

Corrección por clima

El valor básico del rendimiento de referencia de la producción por separado de electricidad se calcula en condiciones ISO estándar, lo cual implica una temperatura ambiente de 15ºC. Por lo tanto, para condiciones ambiente diferentes es preciso realizar una corrección por clima. La corrección que es necesario aplicar sobre el valor de referencia en la producción por separado de electricidad de acuerdo a la temperatura media de la ubicación de la cogeneración consiste en lo siguiente: Disminución del valor de 𝑅𝑒𝑓𝐸𝜂𝑜 en 0,1% por cada grado por encima de 15ºC.

Aumento del valor de 𝑅𝑒𝑓𝐸𝜂𝑜 en 0,1% por cada grado por debajo de 15ºC.

No es necesario revisar la corrección de 𝑅𝑒𝑓𝐸𝜂𝑜 cada año por el clima, por el hecho de que la

temperatura media de la localidad varíe de un año a otro. En cambio, se sigue el método de corrección planteado en la Decisión de la Comisión de 19 de diciembre de 2011, el cual indica

107

que se haga una división del conjunto de provincias en tres conjuntos con medias de temperatura respectivas de 11ºC, 15ºC y 19ºC (manteniéndose fijo). Por lo tanto, para corregir 𝑅𝑒𝑓𝐸𝜂𝑜 en función del clima es necesario conocer únicamente la

provincia en la que se encuentra ubicada la instalación de cogeneración, además de a qué conjunto de la división climática pertenece dicha instalación.

Figura 77: Temperatura media aproximada por provincia.

Corrección por nivel de tensión de interconexión En el cálculo del rendimiento básico de referencia para la producción por separado de electricidad no se tuvieron en cuenta las pérdidas en la red por exportación y autoconsumo in situ de electricidad. En primer lugar es necesario conocer la tensión de interconexión a la cual se encuentra operando la planta. Este valor de tensión de conexión se puede estimar en base a la potencia eléctrica instalada en la planta, mediante la relación expuesta en la tabla 3.

Tensión de conexión Potencia de la planta

50-100 kV 25 – 50 MWe

0,4-50 kV 1 – 25 MWe

< 0,4 kV hasta 1 MWe Tabla 53: Relación tensión de conexión-Potencia instalada.

En el anexo IV de la Decisión de 19 de Diciembre se presentan los siguientes factores (tabla 4) en función de la tensión de interconexión (en función de la potencia instalada) que se han de

108

aplicar sobre el valor básico de referencia, según la instalación opere en autoconsumo y/o exportación de electricidad a la red.

Tensión de conexión Exportación Autoconsumo

> 200 kV 1 0,985

100-200 kV 0,985 0,965

50-100 kV 0,965 0,945

0,4-50 kV 0,945 0,925

< 0,4 kV 0,925 0,86 Tabla 54: Factores de corrección por pérdidas en exportación y autoconsumo.

Para el cálculo del factor de pérdidas es necesario conocer además qué porcentaje de la electricidad bruta generada se autoconsume y cuál se exporta a la red. De este modo, el factor de pérdidas se calcula pondera en base a dichos porcentajes. Ejemplo de cálculo del factor de corrección del valor del rendimiento eléctrico de referencia: Sea una instalación de cogeneración situada en Valladolid, que presenta una potencia instalada de 5 MWe, y que emplea gas natural como combustible. La instalación opera consumiendo parte de la electricidad bruta producida (el 25%), y exportando a la red el resto (el 75%). Atendiendo al anexo I de la Decisión, tomando el dato del tipo de combustible empleado, determinamos que el valor básico de referencia para la producción separada de electricidad es del 52,5%. En cuanto a la corrección por clima, Valladolid es una provincia que pertenece al conjunto de provincias al que se le asigna una temperatura media de 11ºC, por lo que se aumentará para cada año el valor básico del rendimiento de referencia para la producción de electricidad por separado en un 0,4%. Por último, puesto que la instalación autoconsume y exporta energía eléctrica, es preciso tener en cuenta las pérdidas de la red. Al ser la potencia instalada de la cogeneración de 5 MWe, se estima que la tensión de interconexión está entre 0,4-50 kV, por lo que los factores de corrección por autoconsumo y exportación son 0.925 y 0.945 respectivamente. Así pues, el valor final del rendimiento de referencia de la producción por separado de electricidad para esta instalación resulta:

𝑅𝑒𝑓𝐸𝜂 = (52,5% + 0,4%) · (0,925 · 0,25 + 0.945 · 0,75) = 49,73%

RENDIMIENTO DE REFERENCIA PARA LA PRODUCCIÓN POR SEPARADO DE CALOR Como dijimos anteriormente, los valores de la producción En el anexo II de la Decisión de la Comisión de 10 de diciembre de 2011, se establece el valor de referencia para la producción separada de calor. Para la determinación del valor que le corresponde a nuestra instalación, necesitamos el cual depende del uso que se le dan a los gases residuales (producción de vapor), así como el combustible empleado en la planta (gas natural). A diferencia del valor base de referencia para la producción separada de la electricidad, este no necesita corrección alguna.

109

Figura 78: Valor del rendimiento de referencia para la producción separada de calor.

RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE (REE) El rendimiento eléctrico equivalente representa el rendimiento eléctrico de la instalación de cogeneración comparable con una planta de sólo generación de energía eléctrica, descontando del combustible total consumido el necesario para producir el calor por sistemas convencionales. El cálculo del rendimiento eléctrico se supone ya conocido por el lector. Sin embargo, se detalla de nuevo su cálculo a continuación.

𝑅𝐸𝐸 =𝐸

𝐹 −𝐻

𝑅𝑒𝑓𝐻𝜂

× 100 =𝐸

𝐹𝑐𝑐 + 𝐹𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃,𝑝𝑜𝑠𝑡 –𝐻𝐶𝐻𝑃 + 𝐻𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃

𝑅𝑒𝑓𝐻𝜂

× 100

𝐻: Calor total producido en la instalación de cogeneración en MWht. 𝐹: Cantidad de combustible total empleada por la instalación de cogeneración en MWhPCI. 𝐸: Electricidad bruta generada en bornes del alternador en MWhe. 𝑅𝑒𝑓𝐻𝜂: Rendimiento de referencia para la producción por separado de calor.

110

ELECTRICIDAD DE COGENERACIÓN (𝑬𝑪𝑯𝑷) Partiendo del dato de electricidad bruta producida en bornes del alternador, necesitamos conocer qué cantidad de electricidad del total producido se le asocia un efecto útil. La directiva 2004/8/EC del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 de febrero de 2004, define en su artículo 3 la electricidad de cogeneración como aquella electricidad generada en un proceso relacionado con la producción de calor útil. Es decir, la energía eléctrica que, en su proceso de producción, se le computa un efecto útil de cogeneración al aprovechar la energía residual procedente del mismo. Esta cantidad de electricidad es la base cuantitativa de la garantía de origen, concepto que queda explicado en el apartado primero del artículo 4 de la Orden ITC/1522/2007. Se establece que la garantía de origen es una acreditación, expedida a solicitud del interesado (titular de la instalación de cogeneración), que asegura que un número determinado de kilowatios-hora de energía eléctrica producidos en una central, en un periodo temporal determinado, han sido generados a partir de cogeneración de alta eficiencia. Para el cálculo de la electricidad de cogeneración (𝐸𝐶𝐻𝑃), se ha de aplicar la metodología de cálculo expuesta en el anexo II del Real Decreto 616/2007. Se establece que la producción de electricidad mediante cogeneración se considerará igual a la producción total anual de electricidad de la unidad si:

La eficiencia global anual 𝜂 es mayor o igual a 𝜂𝑜 = 75% para los siguientes tipos de planta, en función del/de los generador/es empleado/s :

Turbina de contrapresión sin condensado. Turbina de gas con recuperación del calor. Microturbina. Motor de combustión interna. Motor Stirling

La eficiencia global anual 𝜂 es mayor o igual a 𝜂𝑜 = 80% para los siguientes tipos de planta, en función de el/los generador/es empleado/s:

Ciclo combinado (turbina de gas más turbina de vapor) Turbina con extracción de vapor

Por lo tanto, para en primer lugar si la totalidad de la electricidad bruta producida en un año se corresponde a electricidad de cogeneración necesitamos calcular el rendimiento global de la cogeneración, que se define como:

𝜂 =𝐸 + 𝐻𝐶𝐻𝑃

𝐹𝑐𝑐

Por otro lado, en el caso en que la eficiencia global de la planta sea inferior al valor umbral mencionado, la electricidad de cogeneración se obtendrá mediante la expresión:

111

𝐸𝐶𝐻𝑃 = 𝐻𝐶𝐻𝑃 · 𝐶 El parámetro C representa la relación entre electricidad y calor cuando la instalación se encuentra operando en modo de cogeneración total. Se dice que una unidad de cogeneración funciona en modo de cogeneración total cuando funciona con la máxima recuperación técnicamente posible del calor de la propia unidad de cogeneración. Esto implica que del sistema de cogeneración se extrae todo el calor, no existiendo por lo tanto sumideros de calor aprovechable, como por ejemplo podría ser un equipo bypass abierto que desvía todo o parte del calor procedente de la cogeneración. Donde, como sabemos, 𝐻𝐶𝐻𝑃 representa la cantidad calor útil procedente de la cogeneración. Para el cálculo del parámetro C se acepta la siguiente metodología, para cuya aplicación se distinguen dos casos: condensación de vapor en la cogeneración o no.

Cálculo del parámetro C en el caso de que no se produzca condensación de vapor:

𝐶 =𝜂𝑒

𝜂𝑜 − 𝜂𝑒

Cálculo del parámetro C en el caso de que sí se produzca condensación de vapor:

𝐶 =𝜂𝑒,𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃 − 𝛽 · 𝜂𝑜

𝜂𝑜 − 𝜂𝑒,𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃

El parámetro 𝜂𝑒,𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃 representa la eficiencia eléctrica de la instalación de cogeneración en

modo de condensación total.

𝜂𝑒,𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃 =𝐸 + 𝛽 · 𝐻𝐶𝐻𝑃

𝐹𝑐𝑐

𝛽: Coeficiente de pérdidas.

𝛽 = 𝛽𝑜 · 𝜂𝑖 𝛽𝑜: Representa el factor de pérdidas para un valor del parámetro 𝜂𝑖 igual a la unidad.

𝛽𝑜 = 𝑙𝑜𝑔10(𝐴 · 𝑝𝑛) Los parámetros A y n se obtienen en función de la presión de condensación, interpolando sobre los valores expresados en la tabla 1.

𝑝𝑐𝑜𝑛𝑑(𝑏𝑎𝑟) A n

0.2 1.2 0.152

0.1 1.33 0.123

0.05 1.44 0.115 Tabla 55: Coeficientes A y n en función de la presión de condensación.

El parámetro 𝜂𝑖 representa el rendimiento termodinámico del ciclo desde la presión de extracción hasta la de condensación, y se puede estimar mediante la siguiente correlación:

𝜂𝑖 = 0,561 + 0,156 · 𝑙𝑜𝑔10𝑃

112

𝑃: Potencia de la turbina de vapor (en MWe).

Por lo tanto, la cantidad de electricidad a la cual no se le otorga garantía de origen corresponde a la diferencia entre la cantidad bruta de electricidad producida en bornes del alternador menos la electricidad a la que sí se le concede garantía de origen.

𝐸𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃 = 𝐸 − 𝐸𝐶𝐻𝑃 CÁLCULO DEL AHORRO DE ENERGÍA PRIMARIA (PES) La cogeneración de alta eficiencia tiene derecho a la expedición de garantías de origen a su favor, entendida esta como la acreditación que asegura que un número determinado de MWh de energía eléctrica producidos en una cogeneración en un periodo temporal determinado han sido generados a partir de cogeneración de alta eficiencia. La cifra acreditada de energía eléctrica corresponde precisamente al concepto ya estudiado de electricidad de cogeneración 𝐸𝐶𝐻𝑃. De acuerdo a lo anterior, previo a la expedición de una garantía de origen es necesario analizar si una cogeneración es de alta eficiencia o no. Esto supone obtener el ahorro porcentual de energía primaria, que se define como:

𝑷𝑬𝑺 =

[

𝟏 −𝟏

𝑪𝑯𝑷 𝑯𝜼

𝑹𝒆𝒇𝑯𝜼+

𝑪𝑯𝑷 𝑬𝜼

𝑹𝒆𝒇𝑬𝜼 ]

× 𝟏𝟎𝟎

En esta expresión aparecen los valores de eficiencia de referencia antes mencionados. No obstante, los valores de eficiencia 𝐶𝐻𝑃 𝐻𝜂 y 𝐶𝐻𝑃 𝐸𝜂 únicamente está referidos al calor útil y

electricidad de cogeneración, siendo su cálculo particular.

𝐶𝐻𝑃 𝐻𝜂 =𝐻𝐶𝐻𝑃

𝐹𝐶𝐻𝑃 𝐶𝐻𝑃 𝐸𝜂 =

𝐸𝐶𝐻𝑃

𝐹𝐶𝐻𝑃

Por lo tanto, representan rendimientos de la instalación en la producción de calor y electricidad útil de cogeneración. El parámetro 𝐹𝐶𝐻𝑃 corresponde al combustible únicamente asociado a la producción del calor útil y la electricidad de cogeneración. Por lo tanto, se calcula descontando del combustible total empleado por la cogeneración la parte de combustible que corresponde a la producción de electricidad que no es de cogeneración (𝐸𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃).

𝐹𝐶𝐻𝑃 = 𝐹𝑐𝑐 − 𝐹𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃 Así pues, si conocemos el rendimiento con el que la instalación produce electricidad a partir de una cierta cantidad de combustible, lo que se conoce como rendimiento eléctrico (𝜂𝑒), es posible estimar el combustible consumido por la instalación que no se le atribuye un aprovechamiento útil posterior para la producción de calor.

113

𝐹𝐶𝐻𝑃 = 𝐹𝑐𝑐 −𝐸𝑛𝑜−𝐶𝐻𝑃

𝜂𝑒

Por otro lado, el rendimiento eléctrico de la planta se define como la relación entre la electricidad bruta generada por la cogeneración, y el combustible empleado para ello.

𝜂𝑒 =𝐸

𝐹𝑐𝑐

Finalmente el ahorro de energía primaria (no porcentual) de la instalación se define como:

𝐴𝐸𝑃 =𝐸

𝑅𝑒𝑓𝐸𝜂+

𝐻

𝑅𝑒𝑓𝐻𝜂− 𝐹 = 𝐸 (

1

𝑅𝑒𝑓𝐸𝜂−

1

𝑅𝐸𝐸)

114

BIBLIOGRAFÍA [1] LM2500 gas turbine performance data, GE [2] Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos

de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

[3] Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. [4] Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. [5] ORDEN ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008. [6] Orden ITC/1723/2009, de 26 de junio, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio de 2009 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial. [7] Orden ITC/1732/2010, de 28 de junio, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio de 2010 las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial. [8] Orden ITC/2452/2011, de 13 de septiembre, por la que se revisan determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial. [9] ORDEN ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009. [10] Orden ITC/2585/2011, de 29 de septiembre, por la que se revisan los peajes de acceso, se establecen los precios de los peajes de acceso supervalle y se actualizan determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial, a partir de 1 de octubre de 2011. [11] Orden ITC/688/2011, de 30 de marzo, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de abril de 2011 y determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial. [12] Orden IET/843/2012, de 25 de abril, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de abril de 2012 y determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial. [13] Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para su aplicación a partir de agosto de 2013 y por la que se revisan determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial para el segundo trimestre de 2013. [14] Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009. [15] Guía técnica para la medida y determinación del calor útil, de la electricidad y del ahorro de energía primaria de cogeneración de alta eficiencia, IDAE, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. [16] Guía técnica para la medida y determinación del calor útil, de la electricidad y del ahorro

de energía primaria de cogeneración de alta eficiencia – Casos prácticos, IDAE, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

[17] Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración. [18] Electricity prices by type of user, www.eurostat.com [19] Gas prices by type of user, www.eurostat.com [20] Precios y Volúmenes Spot, http://www.omip.pt/Downloads/ [21] Ganapathy V., Industrial boilers and heat recovery steam generators, design, applications and calculations, Marcel Dekker, Inc. New York. [22] F. Carl Knopf, Modeling, analysis, and optimization of process and energy systems, WILEY [23] Instalación de cogeneración Campo Ebro, IDAE [24] Instalación de cogeneración Papelera del Oria, IDAE [25] Instalación de cogeneración COVAP, IDAE

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