La Producción de Electricidad a partir de Biog ás … · tipos de residuos mediante proceso de...

La ProducciLa Produccióón de Electricidadn de Electricidada partir de Bioga partir de Biogááss

Marco Legal y EstratMarco Legal y Estratéégicogico

Expobioenergía 2010

Jornadas Técnicas “Biogás: Visión Global”

27 de octubre de 2010

IntroducciIntroduccióónn

En España, es el Régimen Especial y su legislación vinculada que regula el

desarrollo de proyectos de energía a partir de biogas, y su viabilidad

económica y financiera.

Dentro del Régimen Especial se destaca el Real Decreto 661/2007.

ÍÍndicendice

I- Exportación de Electricidad y Marco Legal Existente

1. Biogás de digestor y opciones de venta de electricidad

2. Visión general de los complementos para optimizar la venta de electricidad

3. Aprovechamiento de calor; Criterios para el Complemento por Eficiencia Energética

4. Representación en el Mercado Eléctrico y reducción de Desvíos

II - Marco Legal y Perspectivas para el Biogás

1. Plan de Energía Renovable (PER)

2. Plan de Acción Nacional de Energía Renovable (PANER)

3. Borrador de RD modificando el 661 e Informe de la CNE

I- Exportación de electricidad – Marco Legal

existente

PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente

Los subgrupos BIOGAS se diferencian según su “tecnología”:� optimización de la generación de biogas en digestores (b.7.2) � o recuperación directa por pozos de captación de las celdas de almacenamiento de

vertederos (b.7.1. Biogás)� no se “mira” la fuente del biogas: si es cultivos energéticos, purines, FORSU o residuos

agroalimenticios…

RD 661/2007: Subgrupo b.7.2. Biogás generado en digestores, a partir de varios tipos de residuos mediante proceso de fermentación, tanto individualmente como en co-digestión.

1. Biogás de digestor y opciones de venta de la electricidad


2 modalidades principales para la

venta de la electricidad:

- Opción de venta 24.1.a), precio

constante de remuneración de la

venta de la electricidad, y

frecuentemente denominado

“opción tarifa”.

- Opción 24.1.b), precio variable

frecuentemente llamado “opción

mercado”.

• En estas 2 opciones, la prima o prima equivalente está vinculada a un periodo de funcionamiento a partir de la puesta en servicio (15 años para los subgrupos biogas b.7.2 y a.1.3)

• Es obligatorio mantener la opciónelegida por periodos no inferiores a 12 meses.

• Es obligatorio acudir al sistema de ofertas de OMEL independientemente de la opción de venta elegida, quedando sometidas a la liquidación de desvíos, excepto en casos particulares.


H0 H2 H4 H6 H8 H10 H12 H14 H16 H18 H20 H22 H24

La electricidad puede venderse:

RD 661/2007

Techo Suelo

24.1.a 24.1.b

PRIMA EQUIVALENTE

PRIMATR

TR= Tarifa Regulada


Precio pool – mercado: • Media 2009: 3,7c€/kWh

• Máximos en 2008: 7-8 c€/kWh / Mínimos en 2010: 0 c€/kWh

=> ajustes, según desvíos

>500 kWe

<500 kWe

b.7.2

13,065616,218210,810413,8262

10,103311,66916,587010,2409

Tarifa Prima Lim. Sup. Lim. Inf.

Actualización tarifas desde el RD 661/2007

Orden ITC/3519/2009, de 28 de

diciembre

Si hay aprovechamiento de calor, superior a un umbral, pasamos al

grupo a.1, Subgrupo a.1.3. con combustible b.7.2 biogás de digestor

24.1.a 24.1.b

> 500 kWe

< 500 kWe

a.1.3-b.7.2

11,143314,1207

6,929210,5369

Tarifa Prima Techo SueloDel subgrupo b.7.2 al a.1.3-b.7.2: + aumento entre 0,2945 y 0,3422 c€/kWh

Sin suelo ni techo


Energía Reactiva

� Complemento por Energía Reactiva (CER)

Fuente: Capítulo E del Manual teórico-práctico SchneiderNota: El Orden ITC-2794/2007 actualiza los horarios de los

periodos Punta, Llano y Valle, que venían indicados en el Orden

Ministerial de 1995 (tipo 3 y según cada zona geográfica).

RD 661/2007 - Anexo V:

Orden

ITC/3519/2009:

8,2954 c€/kWh

Energía Activa

Energía Aparente

2. Visión general de los complementos para optimizar la venta de electricidad


� Regulación del Fp, ejemplos/ordenes de magnitud del CER :

� Plantas funcionando unas 7.500 horas, en Todo-Todo, puede conseguir

ajustar la energía reactiva para llegar en unos al 5% de la tarifa de complemento.� Equivalente a más de 0,40 c€/kWh de CER.� Para una planta de unos 0,5 MWe, equivalente a unos 15.000 €/año� Para una planta de unos 2 MWe, equivalente a mas de 60.000 €/año

� Capacitiva/Inductiva: En las horas punta se bonifica la generación de reactiva y

en las horas valle se bonifica la absorción de reactiva.

� Todo-Todo o Autoconsumo

Todo-Todo: vender toda la producción a la red a precio primado y comprar la

electricidad necesaria a precio de consumo.

Elección posible desde el

RD 661/2007


� Complemento por Discriminación Horaria (DH)

– RD 1578/2008, solo para instalaciones en la opción de venta 24.1.a)

– Sin cogeneración (subgrupo b.7.2): Bonificación de la Tarifa Regulada de 4,62% en horas punta y penalización de 3,7% en horas valle

– Cogeneración (subgrupo a.1.3): 37% de bonificación y 36% de penalización

• El solo hecho de aprovechar suficiente calor permite pasar al subgrupo a.1.3, con

combustible b.7,2 y cobrar una prima o prima equivalente superior

• Además, por encima del umbral, se aplica el Complemento por Eficiencia Energética.

� Complemento por Eficiencia Energética (CEE)

Si el aprovechamiento de calor cumple con un cierto umbral:


3. Aprovechamiento de calor – Criterios para beneficiar del CEE

IDAE: Guía Técnica para la Medida y Determinación del Calor útil, abril de 2008

� Calculo del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE)

Directiva Europea 2007/74/CE -

ANEXO II

Valores de referencia para las

eficiencias de producción

separada de electricidad y calorRD 661/2007:

REE= E/[Q-(V/RefH)]

Varios Reales Decretos:

• R.D. 661/2007 se basa en el rendimiento eléctrico equivalente (REE)

• R.D. 616/2007 utiliza el índice: PES, que consiste en el ahorro de energía primaria porcentual y determina cuándo la electricidad de cogeneración es de alta eficiencia.

El calor, para ser “útil” ha de ser

justificable


� Calculo del Complemento por Eficiencia Energética (CEE)

RD 661/2007 - Anexo I: cumplir con un umbral de REEmin

CEE = 1,1 x (1/REEmínimo – 1/REEi) x Cn

Instalaciones con potencia

instalada menor o igual 1MW, el

valor del REE mínimo requerido

será un 10 % inferior.

45%

Resolución del 28 de septiembre de 2010 / BOE-A-2010-14943



Potencia electrica bruta motor b.7.2 495 kWe RFH 0,70Consumo auxiliares estimado b.7.2 40 kW Cn 2,1608 c€/kWh

Horas operación motor b.7.2 7.500 h

Eficiencia eléctrica motores 39% Tarifa de Ref. RD 661 - CER 8,2954 c€/kWh

Energía exportada Todo-Todo 3.415.500 kWh

Calor producido 3.712.500 kWh

E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - agua camisa (digestor) 35 %

E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - agua camisa 5 %

E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - gases de escape 35 %

E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - total para REE 40 %

Consumo materia prima 8.757.692 kWh

Calor útil 1.485.000R.E.E. 51,47%R.E.E. mínimo 45,00%

ind

icat

ivo

b.7.2

Conceptos Precio de Venta

Tarifa b.7.2

Complemento Reactiva

PRECIO VENTA FINAL b.7.2

Tarifa a.1.3 (b.7.2)

Complemento Eficiencia Energética

PRECIO VENTA FINAL a.1.3 - b.7.2

0,6637 22.669

15,1992 519.128

14,1207 482.293

TARIFA / TODO-TODO

472.234

14.166

486.400

VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

(c€/kWhexportado)

VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

(€/Año)

13,8262

0,4148

14,2410

TARIFA / TODO-TODO

Resultado Económico

Comparativo

Parámetros Generales. Características de Operación

..........201220122011201120102010200920092008200820072007 ..........

RD 485/2009RD 485/2009

Circular CNE 4/2009Circular CNE 4/2009

RD 661/2007RD 661/2007

Disposición transitoria sexta: La empresa

distribuidora percibirá, desde el 1 de julio de

2008, del generador en régimen especial

[…], cuando actúe como su representante,

un precio de 0,5 c€/kWh cedido, en

concepto de representación en el mercado.

Articulo 2. Designación de los

comercializadores de último recurso (que

asumirán la labor de Representantes de

Ultimo Recurso – RUR) – operadores

dominantes.

Undécimo. La empresa comercializadora de

último recurso percibirá, desde el 1 de

noviembre de 2009, del productor en

régimen especial […] este precio, será fijo

de 10 €/MWh cedido.

4. La Representación en el Mercado Eléctrico


Ante elAnte el

EstadoEstado

• Tramitación

• Gestión de Mercados

• Optimización y Ajustes

• Liquidaciones previsiones

• Tramitación

• Primas y Complementos

• Normativas y Legislación

• Intercambio de Información

• Medidas

Ante el Ante el

OperadorOperador del Mercadodel Mercado

Ante el Ante el

OperadorOperador del del SistemaSistema

•Tramitación:

Diferente según tipo de Punto de

Medida (3 o 2>450 KVa)

•Liquidaciones

•Gestión de Desvíos

Ante Ante laslas

DistribuidorasDistribuidoras

GNERAGNERA

• Representación venta Energía

• Gestión de Incidencias

• Gestión de Medidas

• Consolidación Desvíos

• Liquidación, Informes

• Gestión WEB de producción

• Asesoría continua

RepresentanteRepresentante

Productor en Régimen Especial

Para una planta de 0,5 Para una planta de 0,5 MWeMWe: :

Ahorro de mas de 35.000 Ahorro de mas de 35.000 €€ con con

GneraGnera en lugar del RURen lugar del RUR


� Desvíos

= Diferencia existente entre la energía real exportada (medida por el encargado de la lectura: REE o Distribuidora, según el tamaño de las plantas) y la energía programada.

Actualizado

por el RD

1110/2007

RD 661/2007: Articulo 34. Calculo y liquidación del coste de los desvíos


Mercados - MIBEL > Desvíos Medidos > Coste desvíos RD 661/2007

Reducción posible de:

�cantidad de desvíos: Mediante la participación de los representantes en los mercados diarios e intradiarios, se mejoran las previsiones de la energía enviada como “ofertas” a OMEL. �coste de desvíos GNERA como Representante aporta un “efecto cartera”

http://www.esios.ree.es/web-publica/


II- Marco Legal – Situación actual del biogas

y perspectivas

RD 661/2007: categorías, CEE, CER etc.

RD 1578/2008: DH

RDL 6/2009: a partir de la fecha de publicación, preasignación: condición necesaria para recibir la Prima o Prima Equivalente del RD 661

RD 436 / 2004

Evolución de la normativa

2010: RD proponiendo

modificaciones al R.D.

661… ¿Modificando

Retribuciones,

Reactiva (CER)…?

Informe CNE del 14 de

septiembre

Circular 4/2009: Nuevo sistema de liquidación CNE

Ley 54/1997PER 2005-2010 PANER 2011-2020

PerspectivasPerspectivasMarco Legal ExistenteMarco Legal Existente

23594141Objectivos PER 2005-2010

Previsto

15918141Datos IDAE 2009

Real

2004

(MWe)

Implantación de nuevas plantas (MWe)

2009

(MWe)

= nivel de cumplimiento actualmente entorno a 68%, siendo necesaria la instalación de 76 MW. adicionales durante el año 2010 si se quieren alcanzar las previsiones del PER 2005-2010.

= nivel de cumplimiento

actualmente entorno a 20%

Siguientes objetivos según sustrato y potencial de producción de biogás:

� 110.000 tep procedentes de la fracción orgánica de los RSU

� 40.000 tep procedentes de residuos industriales biodegradables

� 30.000 tep procedentes de lodos EDAR

� 8.000 tep procedentes de las deyecciones ganaderas que han sido cumplidos gracias

a unas 10 plantas (Biogas= 0,275 tep/MWh)


1. PER: Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010

Tiene que disminuir en los próximos años, debido a que la nueva Directiva sobre vertederos pretende conseguir, entre otros objetivos, que la cantidad de materia orgánica que se deposite en los mismos sea cada vez menor.

Si se quiere mantener o

incrementar la generación de

energía a partir del biogás en

España, se deberá procederse al

impulso de la digestión anaerobia

de los estiércoles ganaderos en

codigestión con residuos

agroindustriales.


• Evolución 2010-2020 del mix de generación eléctrica: merece especial mención el esfuerzo en los próximos años sobre tecnologías como el biogás, […] de gran potencial energético, que hasta ahora han evolucionado por debajo de su potencialidad. En términos relativos, […] la biomasa y biogás cuyas producciones, se espera, pasen a experimentar significativos aumentos, entre un 7% y un 12,6% de media anual a lo largo del periodo 2009-2020.

• Evolución del área de biogás La evolución prevista para las instalaciones de generación eléctrica a partir de biogás tiene en cuenta que el biogás agroindustrial jugará un papel predominante, y que su actual escasa implantación irá aumentando de forma sustancial a lo largo del periodo de vigencia del Plan, hasta suponer más del 50% del total en el año 2020. La previsión de crecimiento es más lenta en los primeros años, y se considera que, a medida que se vaya instalando la potencia, la velocidad de instalación de potencia irá aumentando. […] también se ha contemplado que las ayudas del Plan de Biodigestión de Purines 2009-2012 pueden contribuir positivamente a facilitar el desarrollo de plantas de biogás agroindustrial […]. En cuanto a otros tipos de biogás, se ha considerado que el biogás de vertedero creceráinicialmente para después sufrir un retroceso (debido a las políticas de desvío de residuos biodegradables de los vertederos), y que el biogás de FORSU y de lodos EDAR también crecerá […].

2. PANER – Plan de Acción Nacional Energías Renovables 2011-2020


2020

GWh

2.617400

PANER Cuadro 10b: Estimación

de la contribución total (capacidad

instalada, generación bruta de

electricidad) previsible de cada

tecnología de energía renovable en

España encaminada al cumplimiento

de los objetivos vinculantes para

2020 y la trayectoria intermedia

indicativa correspondiente a las

cuotas de energía procedente de

recursos renovables en el sector de la

electricidad 2015-2020

MW

Tiene que disminuir en los próximos años, debido a que la nueva Directiva sobre vertederos pretende conseguir, entre otros objetivos, que la cantidad de materia orgánica que se deposite en los mismos sea cada vez menor.

¿ 200 MWe de biogás de

digestor, principalmente

agroindustrial (frente a los 14

MWe actuales)?


3. Borrador de RD modificando el 661 e Informe de la CNE

Origen de la revisión de tarifas:

• Objetivos del PER

• RD 661/2007, articulo 44: Actualización y revisión de tarifas, primas y complementos.

3. Durante el año 2010, a la vista del […] PER 2005-2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia

Energética en España (E4), así como de los nuevos objetivos […del] Plan de Energías Renovables para

el periodo 2011-2020, se procederá a la revisión de las tarifas, primas, complementos y limites inferior

y superior […]. Cada cuatro años, a partir de entonces, se realizara una nueva revisión […].

Las revisiones a las que se refiere este apartado […] no afectaran a las instalaciones cuya acta de

puesta en servicio se hubiera otorgado antes del 1 de enero del segundo año posterior al año, en

que se haya efectuado la revisión.

4. Se habilita a la Comisión Nacional de Energía para […] para recopilar información

de las inversiones, costes, ingresos y otros parámetros de las distintas instalaciones reales que

configuran las tecnologías tipo.

La revisión en curso (2010) aplicará para las

plantas cuya puesta en servicio se obtendría

después del 1 de enero de 2012


� Contenido subgrupo b.7.2

Propuesta CNE: Incorporar no solo la tecnología de la biodigestión sino también la

gasificación o pirolisis.

� Tarifas/Primas

Propuesta CNE: Rebajar primas para las plantas de biogas de potencia superior a 500

kWe.

� Complemento por Energía Reactiva (CER)

o Propuesta MITyC: Se establece un rango obligatorio de cumplimiento del Fp, sin bonificación pero con penalización del 3%; y un rango voluntario con un incentivo del 4% (para un factor de potencia próximo a la unidad). El incumplimiento de una hora penalizaría las 24 horas del día.

o Corrección CNE: Modificar propuesta para que el incumplimiento de la consigna del

factor de potencia en una hora penalice únicamente a esa hora y no las 24 horas del día,

sin perjuicio de que se puedan incrementar las penalizaciones.


CONCLUSIONCONCLUSION

� A pesar de los objetivos muy altos para biogas agroindustrial para 2020, el nuevo RD que se prepara (y cuya publicación se espera para antes del final de año) no deja ver las mejores previsiones para la implementación de nuevas plantas.

� El RD 661/2007 ha mejorado la situación para el biogas frente a la normativa anterior (en particular el RD 436/2004) pero no parece haber sido suficiente para un aumento significativo de la potencia/del numero de plantas de biogas:

• Rentabilidad económica no asegurada por las primas?

• Dificultad de pasar al subgrupo de cogeneración?

• Venta de la electricidad no optimizada?

• Problemática de uso de digestato?

• Peso del coste de la conexión eléctrica a las redes para la evacuación de la energía eléctrica producida?

• Complejidad de la tramitación?

CONCLUSIONCONCLUSION� Dentro del marco legislativo existente de Valorización energéticaImportante optimizar la venta de la electricidad gracias a:

- Dimensionamiento de las plantas, según necesidades técnicas/térmicas, para valorización del uso del calor útil (para calor o frío: CEE)

- Regulación de la reactiva (CER)

- Representante libre en lugar de RUR

� Con otros marcos legislativos:Buscar sinergias, por ejemplo con el Plan de Biodigestión de Purines 2009-2012

En cualquier caso, es : � Importante que según lo que comenta el MARM, se homogenice y simplifique en lo

posible la tramitación de las autorizaciones de las plantas de biogás, haciendo más fácil la aplicación de las diferentes normas aplicables por los distintos Departamentos ministeriales y Consejerías de las CCAA implicadas en la autorización de las mismas.

� Fundamental que este marco normativo sea estable y seguro, para ser coherente con los objetivos propuestos y dado que estos proyectos necesitan inversiones importantes, precisando de una financiación a medio-largo plazo.

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