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Autorizada la entrega del proyecto de la alumna:
LAURA RODRÍGUEZ CASADO
El Director del Proyecto
PROF. EDUARDO ALCALDE LANCHARRO
Fdo.: ……………………….….. Fecha: 29/06/2010
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
PROF. SUSANA ORTÍZ MARCOS
Fdo.: ……………………….….. Fecha: 29/06/2010
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO EN ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL
PROYECTO FIN DE CARRERA
DISEÑO Y ANÁLISIS DE VIABILIDADE DE UNA PLANTA DE
COGENERACIÓN UTILIZANDO BIOMASA
AUTORA: LAURA RODRÍGUEZ CASADO MADRID, JUNIO DE 2010
I
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INGENIERO ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL
RESUMEN
El presente proyecto, se basa en el diseño y estudio de viabilidad de una
planta de cogeneración utilizando como combustible la biomasa.
La biomasa es la materia orgánica originada en un proceso biológico,
espontáneo o provocado, utilizable como fuente de energía.
Las energías renovables aportan gran cantidad de ventajas financieras,
económicas o medioambientales, y debido principalmente a la crisis que se está
viviendo actualmente y a los problemas medioambientales que se están
produciendo, este tipo de energías se ven como la gran alternativa del futuro.
A pesar que la biomasa como fuente de energía, no va a cumplir las
expectativas del Plan de Energías Renovables 2005-2010, se cree que en el 2050, se
podrían llegar a instalar 19.460 MW de potencia eléctrica basada en la biomasa,
pudiéndose cubrir así, un 50’5% de la demanda eléctrica en la península.
En lo que respecta a la cogeneración, se puede decir que es el procedimiento
por el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil,
partiendo de un único combustible, que en el presente proyecto será la biomasa;
este tipo de sistemas, presentan rendimientos globales del orden del 85%,
consiguiendo por ello elevados índices de ahorro energético, además de una
disminución de la factura energética, sin alterar el proceso productivo.
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El punto de partida del proyecto, es un análisis del estado del arte de la
biomasa y también de la cogeneración, para tener así conocimientos suficientes
para poder llevar a cabo el diseño y análisis de la planta de manera correcta.
Una vez hecho el estudio previo, se ha analizado la normativa vigente para
este tipo de plantas, basándose en el RD 661/2007 y en la Orden de Tarifas
Eléctricas de 2010 y se han estudiado características de otras plantas de
cogeneración de biomasa, tanto a nivel español como europeo.
A continuación, se han llevado a cabo análisis genéricos relacionados con la
planta.
Para la elección del combustible, se ha tenido en cuenta la cantidad de
residuos procedentes de todo tipo de industrias y actividades que son eliminados
sin más y podrían ser utilizados para diversas aplicaciones, como es el caso de
los residuos de la producción de aceite de oliva.
Debido a que España es un país líder en la producción de aceite de oliva y
tan sólo un 2% de la producción mundial se realiza fuera del área del
mediterráneo, aprovechar este tipo de materia supone una oportunidad
relevante que hay que utilizar, por lo que se ha elegido como combustible el
orujillo.
Para la ubicación de la planta, una vez elegido el combustible, se han tenido
en cuenta las 600.000 hectáreas que conforman el mar de olivos de la provincia
de Jaén y que lo han convertido en un referente mundial en lo que a generación
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de energía a través de biomasa se refiere. Se calcula que, si se aprovechase todo
el potencial procedente de los residuos del olivar, esta provincia podría
autoabastecerse e incluso vender energía a otras provincias.
El municipio seleccionado ha sido Torreperogil, situado en el corazón de la
comarca de La Loma, que destaca principalmente por el cultivo del olivar y por
la producción vinícola.
Para finalizar el estudio, se ha llevado a cabo un plan financiero, en el cual se
exponen los gastos e ingresos, análisis de rentabilidad y sensibilidad del
proyecto, a través de un estudio de viabilidad. Las proyecciones obtenidas con
este estudio han sido un payback de 11 años y una TIR del 8%.
La planta, se consolida de tal forma, que en el caso de tener éxito, se puede
ampliar la producción de energía en la misma.
Con este proyecto, se ha podido conocer todo lo que conlleva el diseño y
análisis de viabilidad de un proyecto de energía y lograr conocimientos
suficientes de todo lo que engloba a este tipo de instalaciones.
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ABSTRACT
The present project is based on the design and study of viability of a
cogeneration plant, by using biomass as fuel.
Biomass is a source of energy, which comes indirectly from the sun. Its origin
can be spontaneous or it can be obtained by an induced way, thanks to a
biological process. It can be considered as a renewable energy source, if the
environmental guidelines are followed in the proper way.
Using renewable energies, we can obtain many economic, financial and
environmental advantages, and specially, due to the present crisis and to the
environmental problems we are having at this moment, these energies are
considered as the great alternative for the future.
Although the biomass energy will not reach the expectations of the
Renewable Energies Plan 2005/2010, it is believed that in the year 2050, it could
be installed 19,460 MW of electric power based on the biomass, being able to
cover the 50.5% of the electric demand in the peninsula.
Regarding the cogeneration, it can be said that it is a procedure by means of
which it is possible to obtain simultaneously, electric power and useful thermal
power, starting from one only fuel; this type of systems offers a general yield of
about 85%, achieving, therefore, very high rates of saving energy, as well as a
reduction of the power bill, without changing the productive process.
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The starting point of this project is to make an analysis of the state of the art
of biomass energy and cogeneration, in order to acquire knowledge enough to be
able to carry out the design and analysis of the plant in a right way.
After a preliminary study, we have analyzed the current regulations for this
type of plants, based on the Royal Decree 661/2007, and the Electric Rates Order
of 2010. Likewise, we have been studying some characteristics of other
cogeneration plants of biomass, both Spanish level as well as European level.
Then, some generic analyses concerning the plant have been also carried out,
that is, type of biomass that should be used in the plant, location of such plant,
the required equipments, etc.
To finish the study, through a study of viability, it has been performed a
financial plan, which shows income and expenses, as well as an analysis of
profitability and sensibility of the project.
The plant is consolidated in such way that, if successful, it is possible to
expand the energy production in it.
By means of this project, I have had the possibility of discovering all about
the design and analysis of viability of an energy project, and also, I have acquired
knowledge enough to understand better the energy field and all the things
related to it.
VI
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ÍNDICE
PARTE I
ANÁLISIS DE LA BIOMASA .............................................................................. 1
Capítulo 1
Energías renovables: Biomasa ............................................................................... 2
1.1 Introducción y planteamiento del proyecto ..................................................... 2
1.2 Motivación ........................................................................................................ 3
1.3 Objetivos............................................................................................................ 3
Capítulo 2
Tipos de energía ...................................................................................................... 5
2.1 Introducción a los distintos tipos de energía ................................................... 5
Capítulo 3
Estado del arte ...................................................................................................... 10
3.1 Evolución histórica ......................................................................................... 10
3.2 La biomasa como fuente de energía renovable ............................................. 12
3.3 Características energéticas de la biomasa ..................................................... 17
3.4 Procesos de transformación de biomasa en energía ..................................... 24
3.5 Centrales de biomasa ...................................................................................... 28
3.6 Maquinaria agrícola y forestal ....................................................................... 29
3.7 La biomasa en España ................................................................................... 34
Capítulo 4
Cogeneración.........................................................................................................43
4.1 Introducción a la cogeneración ..................................................................... 43
VII
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4.2 Sistemas de cogeneración ............................................................................... 45
4.3 Estadísticas energéticas de cogeneración ...................................................... 50
4.4 Estudio de instalaciones similares ................................................................. 54
Capítulo 5
Criterios de elección de la planta ......................................................................... 66
5.1 Elección del tipo de biomasa y justificación .................................................. 66
5.2 Selección del emplazamiento de la planta y justificación ............................. 68
5.3 Elección del proceso general .......................................................................... 73
Capítulo 6
Análisis genérico ................................................................................................... 81
6.1 Análisis externo .............................................................................................. 81
6.2 Análisis interno ............................................................................................... 95
Capítulo 7
Proceso de la planta .............................................................................................. 98
7.1 Introducción .................................................................................................... 98
7.2 Planteamiento técnico .................................................................................. 101
7.3 Proceso general de la planta ........................................................................ 103
Capítulo 8
Estudio financiero del proyecto ......................................................................... 107
8.1 Introducción .................................................................................................. 107
8.2 Previsión de la operación ............................................................................. 107
8.3 Datos previos ................................................................................................. 108
8.4 Análisis de la sensibilidad del proyecto ....................................................... 115
8.5 Análisis de sensibilidad ................................................................................ 127
VIII
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Capítulo 9
Entorno normativo ............................................................................................. 129
9.1 Introducción .................................................................................................. 129
9.2 Análisis del Real Decreto 661/2007 ............................................................. 130
PARTE II
VALORACIÓN ECONÓMICA Y PLANIFICACIÓN ...................................... 145
PARTE III
CONCLUSIONES DEL PROYECTO ............................................................... 149
PARTE IV
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................ 152
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PARTE I
ANÁLISIS DE LA BIOMASA
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Capítulo 1
Energías renovables: Biomasa
1.1 Introducción y planteamiento del proyecto
El proyecto "Diseño y análisis de viabilidad de una planta de cogeneración
utilizando biomasa", pretende inicialmente realizar un análisis general de la
biomasa, llevando a cabo un estudio pormenorizado de los diferentes tipos
existentes, para así poder elegir posteriormente un tipo de biomasa adecuado
para una planta de cogeneración.
Una vez elegido el tipo de biomasa que se va a utilizar como combustible en
la planta, se procederá a elegir el emplazamiento de ésta.
Todo el proyecto de la planta, se hará basándose en la normativa vigente,
teniendo por tanto como referencia el Real Decreto 661/2009 y la Orden de Tarifa
Eléctrica de 2010.
En España hay muchas centrales, tanto térmicas como eléctricas que utilizan
este tipo de energía, por lo que se identificarán casos similares para ver cómo
trabajan.
La elección de llevar a cabo una planta de cogeneración es, entre otras cosas,
la eficiencia energética de este tipo de plantas, ya que la cogeneración es un
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procedimiento por el que se obtiene simultáneamente energía eléctrica y térmica
útil.
1.2 Motivación
La elección de un proyecto sobre energía es muy interesante actualmente
debido, entre otras cosas, a los problemas medioambientales que se están
experimentando y por ello, las energías renovables se están abriendo camino de
forma espectacular por el respeto que tienen al medio ambiente.
Además, debido a la dependencia energética de muchos países y el auge que
está viviendo actualmente la cogeneración, hace todavía más interesante llevar a
cabo estudios sobre esta fuente de energía.
Se tiene una motivación especial por la energía biomasa, debido a su alto
grado de utilización en la actualidad y a las previsiones de crecimiento en el
futuro.
Por último, el hecho de hacer el estudio de viabilidad de la planta, además de
aportar grandes conocimientos sobre la energía y la cogeneración, también
aporta muchos otros conocimientos estudiados en la carrera y gracias a la
utilización de las diferentes normativas se puede hacer un estudio realista.
1.3 Objetivos
Este proyecto tiene como principal objetivo hacer un correcto diseño y un
estudio de viabilidad de una planta de cogeneración utilizando la biomasa como
combustible.
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Para que se realice un desarrollo eficaz de éste, hay que llevar a cabo lo
siguiente:
• Investigación, evaluación y presentación clara de todo lo referente a
esta energía, para conseguir así un conocimiento más profundo.
• Analizar y hacer un estudio de todo lo que conlleva la cogeneración.
• Seleccionar el tipo de combustible a utilizar en la planta.
• Elegir el emplazamiento de la planta de cogeneración.
• Llevar a cabo un estudio de instalaciones similares en España.
• Estudio y cumplimiento de la normativa vigente.
• Realizar un plan financiero con todas las herramientas necesarias
para ello.
• Obtención de conclusiones relevantes.
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Capítulo 2
Tipos de energía
2.1 Introducción a los distintos tipos de energía
La energía, hace referencia a un recurso natural que se manifiesta en las
transformaciones originadas en la naturaleza y a toda la tecnología con la que se
explota, haciendo uso industrial o económico del mismo.
La energía universal se utiliza, se transforma, se dirige, nunca aumenta ni
disminuye. Como dice el principio de la conservación de la energía, la energía
no se crea ni se destruye, sólo se transforma.
A los cuerpos que tienen almacenada energía y pueden experimentar una
transformación para obtenerla, se les llama fuentes de energía. De forma más
amplia, se puede decir, que fuente de energía es todo sistema natural o artificial
que puede suministrar energía y las cantidades disponibles de energía de estas
fuentes, son lo que se llama recurso energético.
Figura 2.1: Tipos de energía Fuente: [www.ocupacio.gva.es]
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Las fuentes de energía, se engloban dentro de dos grupos claramente
diferenciados:
A. Energía renovable
:
Denominada también permanente, debido a que las fuentes naturales de
las que se obtiene dicha energía son inagotables, ya sea por la capacidad
de regeneración o por la inmensa cantidad existente.
Las fuentes incluidas dentro de esta categoría son de origen solar y se
dividen en dos:
• No contaminantes o limpias :
Considerada energía verde, es decir, aquella que respeta el medio
ambiente y no permite penetrar inmundicia en él.
Energía solar: El sol.
Energía eólica: El viento.
Energía hidráulica: Ríos y corrientes de agua dulce.
Energía mareomotriz: Mares y océanos.
Energía geotérmica: El calor de la tierra.
Energía undimotriz: Las olas.
Energía azul: Llegada de masas de agua dulce a masas de agua
salada.
Energía de la biomasa: De donde se obtienen, biocombustibles,
bioetanol, biometanol, biodiésel o biogás.
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• Contaminantes:
Se dice de aquellas cuyo modo de obtención y uso no respeta el medio
ambiente.
Petróleo.
Carbón.
B. Energía no renovable
:
También llamada no permanente; sus reservas son limitadas y se pueden
agotar, es decir, no se puede reponer lo que se gasta.
La velocidad de consumo es mayor que la de regeneración. Las más
características son:
• Energía nuclear.
• Combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón).
Teniendo en cuenta el grado de disponibilidad de las fuentes de energía,
también se pueden clasificar en:
A.
Convencionales:
Son aquellas que tienen una participación importante en los balances
energéticos de los países industrializados. Como puede ser el carbón,
petróleo, gas natural, hidráulica y nuclear.
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B. Desarrollo
:
Se caracterizan por estar en una etapa de desarrollo tecnológico en cuanto
a su utilización generalizada, no cuentan con mucha participación en la
cobertura de la demanda energética de países industrializados. Es el caso
de la energía solar, eólica, mareomotriz y biomasa.
Por último, dependiendo de su utilización, se pueden clasificar en:
A. Primarias
:
Se obtienen directamente de la naturaleza, como son el carbón, petróleo y
gas natural.
B. Secundarias
:
Se obtienen a partir de las primarias mediante un proceso de
transformación por medios técnicos. Es el caso de la electricidad o de los
combustibles derivados del petróleo.
Actualmente, un porcentaje bastante alto de abastecimiento energético
proviene de energía no renovable y un mínimo de energía renovable.
Hoy en día se está incrementando el modelo energético basado en energías
renovables, utilizándose como alternativa a la energía nuclear y a la quema de
combustibles fósiles debido a la insostenibilidad de ambos.
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El término biomasa, engloba gran cantidad de materiales con orígenes y
características muy diversas. Sin la acepción energética, se puede definir como la
cantidad de materia viva presente en un medio.
En el año 2009, la producción por tecnologías, se caracterizó por:
Figura 2.2: Producción por tecnologías en el año 2009
Fuente: [www.cotizalia.com]
Producción por tecnologías
Renovables
Gas
Cogeneración
Fuel
Nuclear
Carbón
Otros
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Capítulo 3
Estado del arte
3.1 Evolución histórica
Dentro del sector energético la biomasa se caracteriza por ser la más antigua.
El hombre ha dependido durante miles de años de la biomasa, desde el
descubrimiento del fuego, ya fuese para calentarse, alimentarse o iluminarse,
utilizando para ello leña.
En la antigüedad se puede decir que el 99% de la energía utilizada era
puramente biomasa y aún hoy en los países menos desarrollados el porcentaje es
elevado. Más de 2.500 millones de personas del Tercer Mundo la utilizan para
uso doméstico.
Figura 3.1: La energía biomasa Fuente: [www.cuidalatierra.blogia.com]
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En la biomasa se basaba la actividad manufacturera hasta el inicio de la
revolución industrial.
A partir de la mitad del siglo XIX se fue sustituyendo por otras fuentes
energéticas como el carbón y el petróleo.
Desde 1960 su consumo disminuyó al empezar a tomar auge la utilización
del gas butano y al comienzo de la década de los ochenta el gobierno, con
diversos programas intenta estimular su consumo, tanto para producir calor
como electricidad.
En la actualidad, debido a los problemas medioambientales, a la subida de
los combustibles convencionales y a otros muchos factores, se está haciendo cada
vez más patente el hecho de usar productos energéticos naturales.
La tecnología asociada a esta energía ofrece sistemas muy variados y
complejos para la transformación de combustibles, alejándose así de los simples
frotamientos de palos, uso de arbustos, raíces, etc., aportando de esta forma,
mejores rendimientos y mayor rentabilidad económica.
Los residuos agrícolas y forestales, son los principales “yacimientos” de
biomasa en la actualidad.
En los próximos años se prevé un aumento considerable de este tipo de
energía.
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3.2 La biomasa como fuente de energía renovable
3.2.1 Concepto
La biomasa es una fuente de energía que procede indirectamente del sol, se
origina de forma espontánea o provocada gracias a un proceso biológico, y se
puede considerar como renovable siempre que se sigan unas directrices
medioambientales correctas.
La biomasa es un recurso natural de carácter renovable, que la naturaleza
pone a disposición de las personas para ser utilizado con grandes ventajas
energéticas, medioambientales, económicas y de confort para el usuario.
Si se habla de magnitud, la biomasa es inferior a las energías fósiles y sólo
ocupa un 3 % de la energía comercial pero, en cuanto a importancia se refiere, se
coloca en la quinta posición dentro de las energías primarias.
Las plantas son seres vivos que necesitan al sol para poder crecer; éstas
transforman esa energía procedente del sol en energía química a través de la
fotosíntesis vegetal, desencadenante de la cadena biológica, quedando parte de
esa energía almacenada en forma de materia orgánica.
El proceso fotosintético es aquel en el cual algunos organismos, utilizan la
energía solar para convertir los compuestos inorgánicos asimilados en
compuestos orgánicos, a partir de dióxido de carbono y agua.
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La energía acumulada en el proceso fotosintético puede ser transformada en
energía térmica, eléctrica o carburantes de origen vegetal.
En el proceso de combustión, la biomasa libera su energía normalmente en
forma de calor, y el carbón se transforma en dióxido de carbono para restituir el
que fue absorbido durante el crecimiento de la planta. Por ello, el uso de la
biomasa para energía es la inversa de la fotosíntesis.
Figura 3.2: Fotosíntesis Fuente: [Elaboración Propia]
Se puede utilizar la biomasa como combustible, ya que es un recurso
renovable, ya sea quemándolo o convirtiéndolo en biogás o biocombustibles,
pero siempre y cuando se evite una sobreexplotación de los recursos naturales.
La biomasa se descompone gracias al calor en sus moléculas elementales. Es
la única fuente renovable de carbón y puede ser procesada en combustibles
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sólidos, líquidos y gaseosos, y además es la única que almacena la energía
procedente del sol con gran eficiencia.
La sucesión ecológica de un territorio concreto, se caracteriza por tener como
uno de los atributos principales a la energía de biomasa.
3.2.2 Tipos de biomasa A.
Atendiendo a su origen
La biomasa se puede dividir en dos tipos:
• Biomasa vegetal:
Si la energía ha sido obtenida a través de un proceso fotosintético. Los
cloroplastos usan la energía del sol, el CO₂ del aire y el agua del suelo para
conseguir carbohidratos. Parte de esta energía almacenada, irá a recaer en el
mundo animal a través de la cadena alimenticia. Los restos de plantas, etc.
se consideran almacenes de energía solar.
• Biomasa animal:
Si la energía proviene o es el resultado de la cadena biológica.
En las tierras de cultivo, este tipo es muy pequeño debido a las alteraciones
producidas por el hombre.
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B.
Según su viabilidad energética
Los productos que proceden de la biomasa que se utilizan con fines
energéticos se denominan biocombustibles, que según su estado físico se
clasifican en:
• Biocombustibles sólidos:
Se caracterizan por estar compuestos de materia orgánica de origen vegetal
o animal, producidos mediante procesos físicos, además, son susceptibles
de ser utilizados en aplicaciones energéticas.
Su origen engloba desde cultivos agrícolas o aprovechamientos forestales,
hasta residuos producidos en industrias agroalimentarias o forestales.
Los más característicos de este tipo son las astillas, el serrín, los pellets y las
briquetas.
• Biocombustibles líquidos o biocarburantes:
Son productos que se utilizan como combustibles en sustitución al petróleo
o como aditivos de éste.
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• Biocombustibles gaseosos:
o Gas de gasógeno:
Obtenido gracias a someter a la biomasa a altas temperaturas en ausencia
de oxígeno. Su posterior uso, se caracteriza por la producción de calor por
combustión directa en un quemador o la generación de electricidad como
consecuencia del motor de una turbina.
o Biogás:
Se consigue por digestión de la biomasa en condiciones anaerobias a razón
de materia seca. Su composición es variable, pero sus principales
compuestos son el metano, el dióxido de carbono mayoritariamente y en
menor proporción el nitrógeno, hidrógeno, oxígeno y sulfuro de
hidrógeno. Debido al alto porcentaje del metano, es susceptible de
aprovecharlo energéticamente mediante su combustión en motores, en
turbinas o en calderas, bien sólo o mezclado con otro combustible.
Los diferentes usos de este gas se citan a continuación:
En una caldera para generación de calor o electricidad.
En motores o turbinas para generar electricidad.
En pilas de combustibles.
Purificarlo y añadir los aditivos necesarios para introducirlo en una
red de trasporte de gas natural.
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Uso como material base para la síntesis de productos de elevado
valor añadido como es el metanol o el gas natural licuado.
Combustible de automoción.
3.3 Características energéticas de la biomasa
3.3.1 Aplicación de la biomasa A.
Aplicación directa de la biomasa
Se caracteriza por la obtención de energía gracias a la combustión directa, es
decir, la biomasa se utiliza como combustible.
Hay distintos tipos de fuentes de biomasa:
• Natural:
Su característica principal es la no intervención humana para obtenerla. Se
hace indispensable un equilibrio en su regeneración a fin de que se
mantenga la producción. Por ejemplo, los recursos generados en las
podas naturales de los bosques. La utilización de estos recursos requiere
de la gestión de su adquisición como transporte hasta la empresa,
pudiendo provocar que su uso en algunos casos, sea inviable
económicamente.
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• Residuos:
La biomasa residual está compuesta por residuos de carácter orgánico, se
puede obtener de forma natural, o como resultado de la actividad forestal,
agrícola o industrial desarrollada por el hombre. Son el resultado del
desarrollo de la civilización actual.
Los residuos se clasifican en:
o Residuos agrarios:
Obtenidos a partir de actividades agrarias, según su origen se
distinguen:
Residuos agrícolas: Sobrantes de cultivos, como la paja de los
cereales, poda de árboles… Su disponibilidad se ve afectada por la
época de recolección.
Residuos forestales: Residuos de explotaciones forestales, como
leña, restos de madera y bosques. Su origen viene del tratamiento y
aprovechamiento de masas vegetales. Los generados en poda, corta
de montes… son muy buenos como combustibles, por lo que se
usan con fines energéticos. Gracias a que se pueden astillar o
empaquetar, proporcionan también buenas condiciones
económicas. Se pueden citar como inconvenientes la dispersión, la
accesibilidad a determinados terrenos, o el grado de humedad, que
impide que se utilicen como combustibles sólidos.
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Residuos ganaderos: Se refieren a excrementos de animales en
explotación ganadera.
o Residuos industriales:
Derivados de la producción industrial.
o Residuos urbanos:
De carácter orgánico, encontrados en los núcleos urbanos. Existen dos
formas:
Residuos sólidos urbanos: Materiales biodegradables.
Aguas residuales urbanas: Elementos líquidos procedentes de la
actividad humana.
• Cultivos energéticos:
Plantas cultivadas con el fin de ser transformadas en combustible o con
otros fines energéticos. En España, aún no ha pasado del campo de
experimentación.
Se distinguen varios grupos:
o Cultivos tradicionales:
Cuya finalidad es el uso alimentario, como cereales o caña de azúcar.
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o Cultivos poco frecuentes:
Especies silvestres, cuyos fines no son alimentarios, como cardo,
helechos…
o Cultivos acuáticos:
Gran cantidad de superficie productiva, pero todavía están en fase de
experimentación.
o Cultivos de plantas productoras de combustibles líquidos:
Plantas que generan determinadas sustancias que necesitan sencillos
tratamientos, como palmeras, jojoba…
B.
Aplicación indirecta de la biomasa
Gracias a la utilización de ciertas técnicas, la biomasa puede ser utilizada en
nuevos recursos energéticos, es decir, mediante su transformación en productos
industriales que sustituyen a otros.
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Figura 3.3: Biomasa Fuente: [Elaboración Propia]
3.3.2 Ventajas A.
Aspectos medioambientales
• Con un tratamiento correcto de residuos contaminantes procedentes de
bosques, se reflejará el beneficio en:
o Disminución de incendios.
o Aprovechamiento de productos forestales.
o Regeneración de la masa principal.
o Repoblación artificial de la masa forestal.
o Mejora estética del monte.
• Aumento en retención de agua y disminución de degradación y erosión
del suelo gracias a la reforestación de distintos tipos de tierras.
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• Al contrario que antiguamente, menor producción de humo de las
calderas de biomasa y por ello menos contaminación.
• Disminución en la emisión de CO₂ gracias a la fotosíntesis, ya que en este
proceso durante la combustión, se libera todo lo que se haya metabolizado
sin que aumenten los elementos nocivos para la atmósfera.
• No aceleración del calentamiento global.
• Una característica propia de los combustibles generados con esta energía,
es la poca cantidad de sulfuro que presentan, lo que ayuda a la no
contribución en la lluvia ácida.
• Reducción de basura en áreas municipales.
• Menor producción de ceniza en la combustión que con el caso del carbón.
• Obtención de productos biodegradables.
• Cada vez es más atractiva debido a la preocupación por las emisiones de
gas de efecto invernadero.
B.
Aspectos socioeconómicos
• Más barato que las energías convencionales.
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• Contribución al desarrollo rural. Creación de gran número de puestos de
trabajo en zonas rurales, gracias al fomento de la energía de biomasa para
uso energético.
• Menor dependencia externa en el suministro de combustibles,
independizando por ello la economía nacional de las oscilaciones del
mercado de los derivados del petróleo.
• Uso doméstico.
• Ahorro derivado de consumo de energía.
• Facilidad de desarrollar proyectos de educación medioambiental.
• Desarrollo sostenible en un futuro.
• Facilidad de almacenamiento, al contrario que la energía eólica y la
energía solar.
3.3.4 Inconvenientes
• Poca densidad relativa a la energía, lo que supone grandes superficies
para obtener grandes cantidades energéticas.
• Gases nocivos para uso doméstico generados durante la combustión.
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• Necesidad de optimizar los procesos para que con los esfuerzos necesarios
se obtengan balances positivos.
• No existencia de política social y económica orientada al uso de este tipo
de energía. Restricciones como políticas energéticas, impuestos y
subsidios animando por tanto al uso de combustibles fósiles.
• Los costes, no reflejan las ventajas medioambientales que la biomasa
ofrece.
• Transporte dificultoso y caro.
• Uso extensivo de bosques, que pueden producir ramificaciones ecológicas
y sociales serias, siendo el caso de Nepal, Sudamérica y en África sub
Sahariana los más significativos.
3.4 Procesos de transformación de biomasa en energía
Debido a la existencia de diferentes tipos de biomasa, son necesarias distintas
técnicas para los procesos de transformación de ésta en energía, éstos son:
A. Métodos termoquímicos
:
Utilización de vegetales y desechos orgánicos para producir calor mediante
la combustión. (Mediante reacciones exotérmicas transforman parte de la energía
química de la biomasa en energía térmica). Son los más utilizados en la
transformación de la biomasa seca.
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Dependiendo de la cantidad de oxígeno aportada en la transformación, se
distingue:
• Combustión:
Usado para el calentamiento doméstico, industrial o incluso para generar
energía eléctrica, que se caracteriza por someter a la biomasa a muy alta
temperatura con un exceso de oxígeno. Durante este proceso se libera
dióxido de carbono, agua, cenizas y calor.
• Pirólisis:
Se utiliza para obtener carbón vegetal y combustibles líquidos,
diferenciándose de la anterior en la presencia nula de oxígeno. Se libera
monóxido y dióxido de carbono, hidrógeno y metano.
• Gasificación:
Conjunto de reacciones termoquímicas que se produce en un ambiente
pobre en oxígeno y que da como resultado la transformación de un sólido
en una serie de gases susceptibles de ser utilizados en una caldera, en una
turbina, o en un motor tras ser debidamente acondicionados. Esta mezcla
de gases llamada gas de síntesis o “syngas”, tiene un poder calorífico
inferior (PCI), equivalente a la sexta parte del poder calorífico inferior del
gas natural.
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Ha sido un recurso habitual en periodos de carencia o escasez de
combustibles ligeros ya que permite convertir sólidos (carbón, biomasa)
en gases que pueden ser empleados en motores de combustión interna,
calderas y turbinas.
La gasificación permite obtener altos rendimientos eléctricos a partir de
biomasa.
B. Métodos biológicos
:
Consiste en una degradación de moléculas gracias a la acción de
microorganismos en compuestos de alta densidad energética. Los más adecuados
son para biomasa con alto contenido de humedad.
Para ello, se aplican dos tipos de técnicas:
• Fermentación alcohólica:
Gracias a la energía solar, el carbono de las plantas se convierte en alcohol
mediante la fermentación. Durante la destilación, se determinará el coste
energético, ya que puede que no cumpla los parámetros renovables.
Se obtienen biocarburantes, como bioetanol o biodiésel.
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• Fermentación metánica o digestión anaerobia:
Se utiliza para la fermentación de la biomasa húmeda, como aguas
residuales, obteniéndose como producto final el biogás. Se caracteriza por
ausencia de oxígeno.
Los beneficios asociados a la digestión anaerobia son:
o Reducción de malos olores.
o Mineralización.
o Producción de energía renovable si el gas se aprovecha
energéticamente y sustituye a una fuente de energía fósil.
o Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.
La digestión anaerobia se puede llevar a cabo con uno o más residuos
siempre que se cumpla, que éstos sean líquidos, contengan material
fermentable y, tengan una composición y concentración relativamente
estable.
La digestión anaerobia influye en la disminución de emisiones de gases de
efecto invernadero.
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3.5 Centrales de biomasa
Una planta de biomasa se caracteriza por ser una instalación que convierte la
energía térmica que obtiene mediante otras fuentes, en energía eléctrica.
Las centrales de biomasa se ocupan de obtener energía eléctrica mediante los
diferentes procesos de transformación de la materia orgánica.
Existen industrias agrícolas o agroalimentarias, que aprovechan sus residuos
como combustible, por ejemplo, orujillo derivado de la extracción de aceite de
orujo de oliva, de la cáscara de piñón en la elaboración de frutos secos, etc., y el
resto se usan como biocombustibles en el mercado, intentando que las
propiedades de la biomasa no se pierdan. Una de las principales características
de éstos es el gran poder calorífico.
La combustión de biomasa para la producción de energía presenta
diferencias dependiendo del ámbito para el que se quiera desarrollar, es decir, la
gran diferencia está en el uso final que se le quiera dar a la energía producida,
por lo que el sistema varía si se trata de aplicaciones térmicas para generar calor
y agua caliente sanitaria o eléctricas para generar electricidad.
Dentro del sector de la biomasa, las aplicaciones térmicas con producción de
calor y agua caliente sanitaria, son las más comunes.
Como ventajas se pueden destacar principalmente que los combustibles
utilizados son renovables, el tamaño de construcción es el que se deseé, y apenas
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tiene problemas para su localización; la construcción y mantenimiento crean
puestos de trabajo y además crea infraestructura rural.
El abastecimiento regular de combustible, es su principal problema, además
de que el medio rural sufre alteraciones.
El almacenamiento y la alimentación para sistemas eléctricos son similares a
los que se utilizan en procesos térmicos. Las particularidades que los diferencian,
se basan en la cantidad de biomasa necesaria, el sistema de combustión y los
equipos que transforman la energía térmica producida en energía eléctrica.
3.6 Maquinaria agrícola y forestal
Para optimizar la productividad y reducir costes, es necesario mecanizar
todo lo posible la producción u obtención de la biomasa, ya sea de cultivos o de
la explotación del monte.
Las características intrínsecas y extrínsecas de la biomasa tanto agrícola como
forestal son:
• Gran tamaño de las piezas (granulometría).
• Heterogeneidad y poca uniformidad.
• Humedad.
• Reducida densidad.
• Gran dispersión de los residuos.
• Dificultad de transporte y manipulación.
• Presencia de residuos no aprovechables como arena, piedras,…
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Es conveniente, que los combustibles biomásicos tengan las siguientes
propiedades:
• Homogeneidad y uniformidad.
• Aumento de su densidad natural mediante compactación.
• Humedad relativa baja.
• Limpieza.
• Facilidad de manejo y almacenaje.
• Economía de transporte.
Para conseguir el acondicionamiento esperado de la biomasa, hay que llevar
a cabo un determinado pretratamiento:
• Reducción de la granulometría, consiguiendo así que el transporte y el
almacenaje sean más sencillos y más económicos.
• Reducción de la humedad: Ya sea por secado natural, ideal para zonas
mediterráneas, o secado forzado, mucho más costoso, y sólo es necesario
para algunos usos, como por ejemplo la producción de pellets, con todo
ello se consiguen reducir costes de transporte.
• Compactación de la biomasa: reduciendo el volumen de la biomasa,
consiguiendo minimizar el coste de transporte y almacenaje.
• Eliminación de componentes no deseados: se eliminan residuos extraños.
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3.6.1 Maquinaria para la Biomasa Leñosa
Se distinguen varios tipos:
3.6.1.1 Procesadoras
Se utilizan para apear y trocear la parte de madera. El coste es menor y la
productividad mayor, cuanto más están amontonados los residuos.
3.6.1.2 Autocargadores
Realizan el desembosque de los materiales.
En función de su estructura se distinguen en:
• De semichasis, tienen doble articulación, una delantera con el sistema
motriz y el habitáculo para el operario, con los sistemas de mando y
control y otra trasera con el órgano de trabajo.
• De doble eje, el tractor forestal es de doble eje y el remolque es exactamente
igual al del caso anterior.
Los órganos de trabajo en todos los autocargadores son la caja de carga y la
grúa. La grúa, se caracteriza por estar formada por tres elementos principales: el
brazo de grúa, el rotador y la grapa. El sistema es accionado desde el habitáculo
por medio de un sistema hidráulico.
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3.6.2 Maquinaria para el astillado y triturado
Con el astillado se consigue aumentar la densidad del residuo facilitando su
secado natural y economizando en su transporte.
Teniendo en cuenta el sistema de tracción, el tamaño y la capacidad de
proceso se distinguen:
3.6.2.1 Astilladoras estáticas
Pueden procesar una gran cantidad de biomasa por hora, cerca de 200.000
kg/h.
3.6.2.2 Astilladoras semimóviles
Pueden procesar gran cantidad de biomasa en poco tiempo, hasta 100.000
kg/h.
3.6.2.3 Astilladoras móviles
Tienen un reducido tamaño y gran facilidad de acceso a las explotaciones
forestales y agrícolas.
3.6.2.4 Astilladoras remolcadas
De reducido tamaño, remolcadas y accionadas mediante la toma de fuerza
de un tractor.
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3.6.2.5 Astilladoras autopropulsadas
Equipos de mayor dimensión, con tracción autónoma y cuyas producciones
que van de 5.000 a 20.000 kg /h.
3.6.3 Maquinaria para biomasa herbácea
3.6.3.1 Equipos de labranza
Preparan el suelo arable. La labranza consiste en realizar de forma artificial
lo que la naturaleza realiza de forma natural, una descompactación del suelo
para su posterior manejo con cultivo.
3.6.3.2 Equipos de abonado
La abonadora es la máquina utilizada para la distribución del abono. Existen
diferentes tipos de abonadoras según sea la distribución del producto
fertilizante:
o Abonadoras por gravedad.
o Abonadoras centrífugas o de proyección.
o Abonadoras neumáticas.
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3.6.3.3 Equipos de siembra, plantación y trasplante
Introducen los órganos vegetativos a la profundidad adecuada para dar
lugar a una planta. El órgano vegetativo puede ser una semilla, un bulbo o
tubérculo y una plátula y las sembradoras pueden ser a chorrillo o a golpes.
3.7 La biomasa en España
Como país desarrollado e industrializado, España tiene un consumo
relativamente alto de energía (145,5 Mtep), aún así, su situación respecto a otros
países como EE.UU., Japón, Alemania, Francia o Reino Unido es bastante lejana.
La evolución del consumo interior bruto español, ha llevado una trayectoria
ascendente en las últimas décadas, quebrándose con la crisis de los 70 e
incrementando su crecimiento desde entonces.
Diferentes informes sobre el potencial de las energías renovables en la
península, han evaluado la disponibilidad del terreno para cada tecnología
renovable, y han clasificado el suelo en: zonas urbanas, industriales, comerciales
y de transportes; zonas de extracción minera, vertederos y de construcción; zonas
verdes artificiales; tierras de labor; cultivos permanentes; praderas; zonas
agrícolas heterogéneas; bosques; espacios de vegetación arbustiva y/o herbácea;
espacios de abiertos con poca o nula vegetación; zonas húmedas continentales;
zonas húmedas litorales; aguas continentales y aguas marinas.
En España se han incluido restricciones ambientales que llegan a un 28%
aproximadamente de la península. Entre ellas se encuentran, zonas de protección
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de aves, lugares de interés para la conservación y zonas asociadas a espacios
naturales protegidos.
La biomasa es muy útil tanto para regular el sistema eléctrico como para
sistemas no eléctricos, esto se debe a que se puede almacenar. Además, según las
previsiones, la biomasa será la energía renovable que más puestos de trabajo
genere.
El Plan de Energías Renovables 2005 - 2010, tiene como objetivo que el 12%
del abastecimiento energético de España provenga de energías renovables,
siendo más del 50% procedente de usos de biomasa, ya sea térmica, eléctrica,
biogás o biocarburantes.
En los últimos años, la evolución en el consumo de biomasa ha sido
considerablemente alta, como se puede ver en el gráfico que se muestra a
continuación:
(ktep) Aplicación
eléctrica
Aplicación
térmica
Total
1999 227 3.435 3.663
2000 236 3.454 3.691
2001 302 3.462 3.764
2002 516 3.466 3.982
2003 644 3.478 4.122
2004 680 3.487 4.167
2010* 5.311 4.318 9.629
*Objetivo del PER DE 2005
Figura 3.4: Evolución del consumo de energía en España
Fuente: [Foro Nuclear]
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El consumo de energías renovables ha pasado de los 5.983 ktep en la década
de los noventa, a los más de 20.000 ktep que se prevén en 2010.
Para comparar los consumos explicados anteriormente, se muestran los
gráficos siguientes:
(ktep) 2000 2004 2007 Carbón 21.635 17,3% 21.035 14,8% 19.934 13,6% Petróleo 64.663 51,7% 71.055 50% Gas Natural 15.223 12,2% 24.672 17,4% 31.367 21,4%
Hidráulica 3.102 2,7% 2.534 2,0% 2.714 1,9% Resto Renovables
4.538 3,6% 6.294 4,4% 8.061 5,5%
Nuclear 16.211 12,9% 16.576 11,7% 14.217 9,7% Saldo eléctrico
382 0,3% -261 -0,2% -439 -0,3%
Total 125.186 100% 142.085 100% 146.577 100%
Figura 3.5: Consumo de energía primaria Fuente: [Foro Nuclear]
1990 2000 2004 2007 2010 Minihidráulica(<10MW) 184 376 417 333 575 Hidráulica(>10MW) 2.019 2.159 2.297 1.951 2.536 Eólica 1 403 1.338 2.385 3.914 Biomasa 3.753 3.630 4.107 4.574 9.208 Biogás - 125 275 339 455 Biocarburantes - 51 228 159 22.000 R.S.U. - 261 395 404 395 Solar Térmica 22 31 54 95 376 Solar Fotovoltaica 0 2 5 158 52 Solar termoeléctrica 0 0 0 0,7 509 Geotérmica 3 8 8 8 8 Total 5983 7047 9124 10407 20228 Figura 3.6: Consumo de energías renovables en España
Fuente: [Foro Nuclear]
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En el gráfico siguiente se muestra el consumo total nacional (*) de biomasa
(tep):
*No incluye los consumos de biogás ni biocarburantes.
Figura 3.7: Consumo total nacional de biomasa (tep)
Fuente: [Foro Nuclear]
A continuación, se muestran producciones y evoluciones de la biomasa en
los últimos años en España.
Producción de biomasa
Figura 3.8: Evolución de la producción de biomasa y biogás en España Fuente: [Foro Nuclear] Producción térmica con energías renovables en España. Evolución. (Incluyendo
calor de cogeneración)
Figura 3.9: Evolución de la producción térmica con energías renovables Fuente: [Foro Nuclear]
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Potencia eléctrica instalada con biomasa en España. Evolución
Figura 3.10: Evolución de la potencia eléctrica instalada con biomasa en España Fuente: [Foro Nuclear] Producción eléctrica con biomasa en España. Evolución
Figura 3.11: Evolución de la producción eléctrica con biomasa en España Fuente: [Foro Nuclear]
Como se observa en todas las tablas anteriores, tanto la biomasa como el
biogás, han crecido de forma considerable en los últimos años, tanto en
producción térmica como en eléctrica. Además, se ve como las previsiones de
evolución de la biomasa entre los años 2006 y 2010 es muy grande, debido
principalmente a los objetivos planteados en el Plan de Energías Renovables
2005-2010.
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Energía eléctrica vendida en régimen especial. España
Figura 3.12: Energía eléctrica vendida en régimen especial Fuente: [Foro Nuclear]
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Potencia instalada en régimen especial. Evolución. España
Figura 3.13: Evolución de la potencia eléctrica instalada en régimen especial Fuente: [Foro Nuclear]
A continuación, se muestra un gráfico de los recursos renovables disponibles
en España y comparación con la demanda en 2050:
Figura 3.14: Recursos renovables disponibles en España y comparación con 2050 Fuente: [Foro Nuclear]
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El informe “Renovables 2050. Un informe sobre el potencial de las energías
renovables en la España peninsular”, determina que se podrían llegar a instalar
19.460 MW de potencia eléctrica basada en la biomasa pudiéndose cubrir un 50’5
% de la demanda eléctrica en la península.
Los datos de este informe están en algunos órdenes de magnitud, por encima
de los objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010 (PER), pero cabe
destacar, que los resultados de biomasa presentan mayor similitud que el resto.
Actualmente, la biomasa llega al 45% de la produccion con energías
renovables en España, es decir, un 2’9% respecto al consumo de energía
primaria. El mayor consumo se da en Andalucia, Galicia y Castilla y León,
gracias a la presencia en estas comunidades de empresas que consumen gran
cantidad de este tipo de energia y a la existencia de un sector forestal bastante
grande.
Los resultados de biomasa desglosados por aplicaciones son:
• Monte bajo: 2.310 MW, 17’2 TWh/año, es decir, 6’1% de la demanda
peninsular 2050. La mayor abundancia se encuentra en Galicia y Castilla y
León.
• Cultivos forestales de rotación rápida: 5.130 MW, 38’2 TWh/año,
equivalente a 13’6 % de la demanda peninsular 2050. Mayoritariamente se
encuentra en Castilla León y Galicia.
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• Cultivos energéticos: 4.735 MW, 35’22 TWh/año, 12’6 % de la demanda
eléctrica 2050. Mayor potencial en Castilla y León.
• Residual y biogás: 7.280 MW, 50,85 TWh/año, un 18’2 % de la demanda
eléctrica 2050. Mayoritariamente se localiza en Andalucía.
Aspectos como el desarrollo en el sector forestal y la presencia de empresas
consumidoras de biomasa confluyen en Andalucía, Galicia y Castilla y León,
acaparando entre ellos el 50% del total de los consumos de biomasa. Cataluña,
País Vasco y Castilla la Mancha también presentan un consumo notable de este
tipo de energía llegando a contribuir conjuntamente el 21% al consumo total.
En España, domina el aprovechamiento térmico de la biomasa con un 82%
del consumo total, mientras que tan solo el 18% del consumo es con fines de
generación eléctrica, tanto en instalaciones de cogeneración como en aquellas
puramente eléctricas.
La heterogeneidad que caracteriza a la biomasa, se encuentra presente tanto
en las materias primas o recursos susceptibles a ser utilizados para su
aprovechamiento, como en el tipo de usos energéticos que se hacen de la misma,
condicionando todo ello a la diversidad de tecnologías aplicables.
El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio está llevando a cabo medidas
que fomenten el impulso de la energía biomasa, como son la retribución eléctrica
de los proyectos de biomasa y biogás, incorporación de co-combustión y
normativa para uso térmico de este tipo de energía.
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Capítulo 4
Cogeneración
4.1 Introducción a la cogeneración
La cogeneración es el procedimiento por el cual se obtiene simultáneamente
energía eléctrica y energía térmica útil, partiendo de un único combustible.
Al generar electricidad mediante un alternador o una dínamo, movidos por
una turbina o motor térmico, se suele aprovechar entre el 25% y el 40% de la
energía química del combustible, disipándose el resto en forma de calor. Gracias
a la cogeneración se aprovecha gran parte de la energía térmica que se disiparía a
la atmósfera, evitando también volver a generar ésta con una caldera. Hasta hace
poco, lo usual era dejar enfriar el vapor, pero con esta técnica, con el calor que le
queda al vapor se calienta agua para diferentes usos.
La cogeneración se utiliza tanto en industrias, como en edificios grandes, u
otras aplicaciones, pudiendo utilizar el calor obtenido para calefacción, para
refrigeración (con sistemas de absorción) o preparación de agua caliente
sanitaria, en hospitales, ciudades universitarias, etc. A pesar de la dificultad que
conlleva, cada vez es más común acoplar este sistema a viviendas particulares,
denominándose microcogeneración.
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Los sistemas de cogeneración presentan rendimientos globales del orden del
85%, consiguiendo por ello elevados índices de ahorro energético, además de
una disminución de la factura energética, sin alterar el proceso productivo.
A continuación se muestra un gráfico representativo de lo explicado
anteriormente:
Figura 4.1: Cogeneración
Fuente: [www.miliarium.com]
Como principales ventajas de la cogeneración, se citan las siguientes:
• Ahorro energético y mejora de la seguridad en el abastecimiento.
• Independencia de la red eléctrica.
• Debido a que las centrales de cogeneración se sitúan próximas a
lugares de consumo, disminuye las pérdidas de la red eléctrica.
• Aumento de la competencia entre los diferentes productores.
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• Permite crear nuevas empresas.
• Se adapta correctamente a zonas aisladas o ultraperiféricas.
• Mayor protección del medio ambiente, ya que las plantas de
cogeneración cumplen con las normas medio ambientales más
estrictas.
Los combustibles que se utilizan en la cogeneración, son menos
contaminantes que los utilizados en los sistemas convencionales. El
encarecimiento de la energía eléctrica actualmente y la disminución de los
precios en los combustibles, hace que se incremente el diferencial de costo entre
estos dos tipos de energía, haciendo que la rentabilidad de estos sistemas sea tan
atractiva.
En resumen, se puede decir que la instalación de un sistema de cogeneración,
resulta desde un punto de vista económico, rentable, además de dotar a la misma
de una autonomía desde el punto de vista eléctrico y de una mayor calidad en
seguridad y confort.
4.2 Sistemas de cogeneración
Teniendo en cuenta el tipo de maquinaria utilizada para instalaciones de
cogeneración y lo que constituya el sistema principal (Motor de Combustión
Interna Alternativa, turbina de gas o de vapor), las plantas pueden ser:
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Figura 4.2: Ciclo de cogeneración Brayton
Fuente: [UPCOMILLAS]
• Plantas con motores de combustión interna alternativos (MCIA):
Conocidos vulgarmente como motores de explosión (gasolina) y motores
diésel, son motores térmicos en los que con los gases resultantes de un
proceso de combustión, se empuja un pistón desplazándolo en la parte
interna de un cilindro y haciendo girar un cigüeñal, para así conseguir un
movimiento de rotación.
Se caracterizan por utilizar gas, gasóleo o fuel-oil como combustible. Son
muy eficientes eléctricamente, pero poco eficientes térmicamente. El
diseño del sistema de recuperación térmica depende de los propios
requisitos de la industria, pero en general se basan en la producción de
vapor a baja presión (hasta 10 bares), aceite térmico y en el
aprovechamiento del circuito de alta temperatura del agua de
refrigeración del motor.
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• Plantas con turbinas de vapor:
Una turbina de vapor es una turbomáquina motora, que se encarga de
transformar la energía de un flujo de vapor en energía mecánica debido a
un intercambio de cantidad de movimiento entre el vapor y el rodete,
siendo éste último el órgano principal de la turbina, la cual cuenta con
palas de una forma particular para poder realizar el intercambio
energético.
En este tipo de sistemas, la energía mecánica se produce gracias a la
expansión del vapor de alta presión procedente de una caldera
convencional.
Este sistema fue el primero que se usó en cogeneración. En la actualidad
su aplicación está limitada prácticamente a ciclos combinados o a
instalaciones donde se utilizan combustibles residuales, como biomasa o
residuos que se incineran.
• Plantas con turbinas de gas:
En estos sistemas se quema combustible en un turbogenerador, cediendo
parte de su energía para producir energía mecánica. Aunque su
rendimiento de conversión es menor al de los motores alternativos,
presenta la ventaja de que permite una recuperación fácil del calor, que se
encuentra concentrado en su totalidad en los gases de escape, que está a
unos 500ºC, siendo idónea esta temperatura para producir vapor en un
generador de recuperación.
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Se diferencian dos tipos de ciclos que se explican a continuación:
• Ciclo simple:
Se denomina a aquellos en los que el vapor se produce a la presión de
utilización del usuario.
Es la planta de cogeneración clásica y su aplicación es adecuada
cuando los requisitos de vapor son mayores de 10 t/h, siendo ésta la
situación habitual de numerosas empresas.
Se caracterizan por ser plantas de gran fiabilidad y económicamente
rentables si están diseñadas para una aplicación concreta.
El diseño del sistema de recuperación de calor es imprescindible, pues
su economía está ligada directamente al mismo, pues el precio del
calor recuperado es esencial en un ciclo simple de turbina de gas.
• Ciclo combinado:
Se dice que es un ciclo combinado, cuando el vapor se produce a alta
presión y temperatura para su expansión previa en una turbina de
vapor.
Este ciclo ayuda a absorber gran parte del vapor generado en el ciclo
simple y permite por ello, mejorar la recuperación térmica o instalar
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una turbina de gas de mayor tamaño cuya recuperación térmica no
estaría aprovechada, sino que se utilizará el vapor en una segunda
turbina de contrapresión.
Para lograr una buena eficiencia, es esencial el proceso de vapor. La
selección de la presión y la temperatura del vapor vivo se hace en
función de las turbinas de gas y vapor seleccionadas.
Figura 4.3: Ciclo combinado Fuente: [www.miliarium.com]
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4.3 Estadísticas energéticas de cogeneración
En este apartado, se pretende mostrar una serie de gráficos que muestran la
evolución y situación de la cogeneración en España, en el año 2008.
En el gráfico siguiente se muestra la potencia instalada (MW) en
cogeneración en España, por sectores y total.
Figura 4.4: Evolución potencia instalada (MW) cogeneración España
Fuente: [IDAE]
Como se observa en gráfico, la evolución en industria hasta 2002 era
bastante alta y a partir de ese año tuvo un cambio brusco, sin embargo los
servicios a pesar de eso crecieron al mismo ritmo.
El cambio de tendencia fue debido a que en aquellos años se iniciaron
instalaciones en un momento auténticamente favorable económicamente, ya
que las tarifas eléctricas eran una de las más elevadas en Europa y por ello, las
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ayudas económicas de los programas europeos con importantes subvenciones a
la inversión, fueron decisivas para las inversiones en este tipo de plantas.
El aumento de las inversiones se debía principalmente a que los industriales
se sentían respaldados por IDAE en caso de que hubiese actuaciones en contra
de la cogeneración por parte de las compañías eléctricas.
Las entidades financieras habían adoptado hasta principios del siglo XXI
una postura neutral con respecto a la cogeneración, ya que mientras dichos
proyectos tenían una rentabilidad alta y suficientes garantías, concedían
créditos necesarios siempre que 'alguien' asegurase su retorno, siendo este
'alguien' el BOE y sobre todo el socio del cogenerador, especialmente la
compañía eléctrica asociada a la que se le suponía una solvencia y una
involucración en el negocio, asegurando por tanto el cumplimiento de las
obligaciones crediticias.
Entre los años 2000 y 2004, muchas plantas de cogeneración tuvieron que
renegociar créditos, lo que mermó la confianza en las entidades financieras en
estos proyectos y en sus socios, dando lugar a una involución de su soporte a
estos proyectos si no se obtenían garantías específicas, es decir, por primera vez
en muchos años, se observaba que la cogeneración había perdido el soporte de
los estamentos energéticos y esto creo una absoluta desconfianza en los
inversores, empresas financieras, etc. explicándose así, el cambio de tendencia
en el último gráfico.
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A continuación, se muestra un gráfico de la potencia instalada por
comunidades autónomas, cabe destacar que las provincias con mayor potencia
instalada son Cataluña, Castilla y León y Andalucía.
Figura 4.5: Potencia instalada (MW) de cogeneración por Comunidades Autónomas
Fuente: [IDAE]
En el siguiente gráfico se muestra la producción eléctrica bruta (GWh)
debida a la cogeneración, por comunidades autónomas.
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Figura 4.6: Producción eléctrica bruta (GWh) por Comunidades Autónomas
Fuente: [IDAE]
Para finalizar, se muestran dos tablas con la potencia instalada, producción
de electricidad/calor y consumo de combustible, según la tecnología utilizada y
los sectores en los que se empleó.
Figura 4.7: Según tecnologías
Fuente: [IDAE]
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Figura 4.8: Según sector
Fuente: [IDAE]
4.4 Estudio de instalaciones similares
En este apartado, se va a mostrar información sobre diversas plantas de
España y Europa, que utilizan biomasa y cogeneración utilizando biomasa.
4.4.1 Instalaciones en España
4.4.1.1 Plantas en Valencia de Don Juan (León) y Almazán (Soria)
Estas plantas comenzarán a funcionar previsiblemente en el segundo
semestre de 2010.
La primera, supone una inversión de 55 millones de euros y se estima que
llegará a producir unos 200 millones de kilovatios hora, consumiendo por tanto,
160.000 toneladas de materia prima al año. La materia prima mayoritaria, se
obtendrá de las provincias de León, Palencia, Valladolid y Zamora.
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La segunda, se ha proyectado con 15 MW de potencia y la materia prima
utilizada será más diversa, contando con residuos agrícolas y forestales, además
de contar con cultivos energéticos. Su producción será de 120 millones de
kilovatios hora al año y supone una inversión de 24 millones de euros. Su
aprovisionamiento abarca la provincia de Soria y Burgos.
4.4.1.2 Planta de gasificación de Enamora, en Mora de Ebro (Tarragona)
Esta instalación lleva en operación más de 12 años, desde 1997.
La gasificación, por su capacidad de producir combustibles aptos para
Motores de Combustión Interna Alternativos (MCIA) y turbinas, está tomando
gran auge a nivel mundial.
Existen gran cantidad de plantas con objeto de producir syngas destinado a
combustión, la mayor parte de ellas están situadas en Escandinavia.
La empresa Enamora, ha desarrollado una tecnología “lecho fluidizado de
presión compensada” que se caracteriza por disponer de una instalación
completa de gasificación y generación eléctrica a partir del syngas en un
motoalternador.
Es una planta piloto por lo que se han probado gran cantidad de materiales,
ya sean cáscaras de distintos frutos secos, astillas de maderas de diversas
especies… pretendiendo, por un lado, asegurar el éxito de la planta gracias al
diseño casi real y, por otro lado, adelantarse a los problemas determinados que
suelen surgir en todas las puestas en marcha.
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La planta de gasificación comienza con una nave donde se almacena la
biomasa. Ésta tiene como primer destino una tolva de alimentación que a través
de una cinta transportadora, alimenta un molino que reduce las partículas más
grandes y homogeniza la granulometría de la biomasa hasta el tamaño que se
desee. Este material, ya homogéneo, pasa a una tolva desde donde se alimenta al
sistema de carga del gasificador, al introducirse toda la biomasa, se vierte sobre
éste todo el lecho fluido. El syngas que se ha obtenido se enfría en un
intercambiador para pasar a continuación a un sistema de filtrado. Después, el
gas es acondicionado para más tarde proceder a su alimentación a un motor de
combustión interna que, a su vez, genera energía eléctrica que es exportada a la
red.
Figura 4.9: Potencia eléctrica exportable Fuente: [IDAE]
Como se puede observar en el gráfico anterior, el rendimiento energético de
la planta, no varía mucho con su tamaño; lo que quiere decir que la gasificación
como alternativa tecnológica es muy competitiva. La rentabilidad va muy ligada
al número de horas de utilización al año.
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Figura 4.10: del tamaño de la planta sobre el rendimiento eléctrico Fuente: [IDAE]
La disponibilidad comercial de plantas en un amplio rango de capacidades
de proceso anual es bastante destacable, ya que oscilan desde las 4.000 a las
60.000 t/año de biomasa.
Los costes de operación y mantenimiento, sin contabilizar el coste de la
biomasa debido al tamaño de la planta, se ven afectados de manera positiva. A
partir de los 8-9 MWe que equivalen a unas 40.000 t/año de biomasa, este coste se
estabiliza en valores poco mayores a 16 €/MWh.
Figura 4.11: Costes de operación
Fuente: [IDAE]
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Se puede barajar una inversión de las plantas completas de hasta 5 MW
eléctricos oscilando alrededor de 3.000 €/MW. Las plantas de mayor tamaño,
entre 5 y 10 MW, pueden alcanzar valores de inversión específica de 2.500 €/MW.
4.4.1.3 Planta de la empresa Guascor, en Júndiz (Vitoria - Gasteiz)
Esta planta se abrió en noviembre de 2006, en el poligono de Júndez.
Su tecnología gira en torno a un gasificador de tres reactores y una
regulación de caudales de aire que se introduce en cada uno de ellos.
Se pueden utilizar 2 ó 3 tipos de combustibles.
Actualmente, existen dos tolvas de alimentación de biomasa las cuales
disponen de tornillos sin fin que transportan la biomasa al sistema de
alimentación del gasificador, formado por tres reactores. El sistema de
alimentación es del tipo lecho móvil updraft (biomasa y agente gasificante a
contracorriente).
La biomasa y los productos que se van formando se van separando en
fracciones gaseosas y sólidas que tras seguir caminos diferentes vuelven a
reunirse en el reactor de reducción en la parte inferior del cuerpo del gasificador.
Su funcionamiento se caracteriza por:
El primer reactor (superior), donde se produce el secado, la pirólisis y
volatilización de la biomasa. Su misión consiste en transformar la biomasa
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en gases y material carbonoso. El gas y los sólidos volátiles son guiados
hacia el segundo reactor (brazos laterales) y el material carbonoso cae al
tercer reactor (inferior).
En el segundo reactor se produce la combustión y craqueo térmico de los
alquitranes que contiene el gas procedente de la pirólisis anterior,
mediante una combustión parcial a elevada temperatura. Se consigue que
los alquitranes pesados se craqueen en otros más simples, evitando
problemas de condensación y taponamiento.
Para finalizar la transformación de la biomasa en syngas, se dispone del
reactor de reducción en la parte inferior del gasificador. Aquí, se mezclan
los gases que proceden de los dos reactores produciéndose la rotura de
moléculas pesadas de material carbonoso dando lugar a cenizas y
enriqueciéndose del poder calorífico del syngas pasando al sistema de
limpieza y acondicionamiento. El gas verde cede parte de su calor al aire
que se usa como gasificante. Más tarde, el syngas es lavado para liberarse
de alquitranes, también se lleva a cabo una refrigeración y
acondicionamiento del syngas para su posterior uso en motores de
combustión interna para generación de energía eléctrica mediante una
ducha de biodiésel.
4.4.2 Instalaciones en Europa
Conseguir un incremento de las energías renovables en la Unión Europea,
fue uno de los motivos que llevó, en el marco de la política energética
comunitaria, a la elaboración, en 1997, del Libro Blanco para una Estrategia
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Común y un Plan de Acción para las Energías Renovables, por parte de la
Comisión de las Comunidades Europeas.
Este documento planteaba como principal objetivo la aportación de las
fuentes de energía renovables en un 12% de la energía primaria demandada en la
Unión Europea en el año 2010.
Respecto al uso energético de la biomasa se determinaba como objetivo en
2010, que la participación de la biomasa en el consumo energético incrementase
en 57 millones de tep, repartidos en 30 millones de tep procedentes de biomasa
residual y el resto de cultivos energéticos.
La propuesta Directiva de la Comisión Europea tiene como objetivo que en
2020 el 20% del consumo de la unión proceda de renovables y que el 10% de los
combustibles sean biocarburantes.
A continuación, se muestran datos de diferentes centrales de Europa de
cogeneración utilizando como combustible biomasa.
Alemania
En Alemania, se encuentra la central de biomasa más grande del mundo,
operando desde Enero de 2008. Está situada en el extremo este del país, en un
pueblo llamado Penkun, en la frontera germanopolaca.
Está compuesta por enormes digestores, recipientes de hormigón con
capacidad de 2.500 m³, donde fermentan residuos agrícolas de todo tipo. En estos
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digestores, se amontonan toneladas de trigo, maíz y estiércol líquido
produciéndose biogás y diversos gases que, a continuación, se utilizarán para
producir calor y electricidad mediante un sistema de cogeneración.
El calor que se obtiene se utiliza en la fábrica, mientras que la electricidad es
vendida a una de las grandes compañías eléctricas alemanas, Vattenfall.
El total de la fábrica proporciona 20 MW, lo que podría abastecer a 15.000
hogares, cabe señalar también que el balance del carbono es nulo.
Otras centrales destacadas son las siguientes:
• Flohr, esta planta es conjuntamente de dos empresas, STEAG, que poseé el
51% de la planta y Flohr Gruppe que posee el 49%. El combustible
mayoritario es la madera. Otros datos:
o Operador: BHKW Flohr GmbH
o Configuración: 1 x 7,5 MW de cogeneración
o Operación: 2005
Figura 4.12: Central Flohr
Fuente: [www.industcards.com]
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• Grossaitingen, central característica por utilizar la madera como
combustible. Otros datos de interés:
o Año de operación: 2002
o Configuración: 1 x 5,1 MW de cogeneración
o Proveedor: Ekol
Figura 4.13: Central Grossaitingen
Fuente: [www.industcards.com]
Austria
• Linz Mitte, se caracteriza por ser una de las más grandes del mundo, en
ella, se construyeron tanques de almacenamiento de agua termal.
o Operador: Linz AG
o Configuración: 1 x 8,9 MW de cogeneración
o Año de operación: 2005
o Combustible: Madera
o Proveedor de calderas: Aalborg
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Figura 4.14: Central Linz Mitte
Fuente: [www.industcards.com]
Bélgica
• Amel, es una planta de cogeneración para el suministro de agua caliente.
Para producir electricidad, se utiliza como combustible la madera de los
residuos forestales de empresas locales. Otras características:
o Operador: Renogen SA
o Configuración: 1 x 5,3 MW de cogeneración
o Año de Operación: 2007
o Combustible: Madera
o Proveedor de caldera: Wartsila
Figura 4.15: Amel
Fuente: [www.industcards.com]
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Finlandia
• Kokkola
o Operador: Kokkolan Voima Oy
o Configuración: 1 x 20 MW de cogeneración
o Año de operación: 2002
o Combustible: Madera
o Proveedor de caldera: Kvaerner
o Proveedor: Siemens
Figura 4.16: Kokkola
Fuente: [www.industcards.com]
• Wisapower, central de mayor poder en Finlandia de licor negro.
o Operador: Pohjolan Voima Oy
o Configuración: 1 x 150 MW de cogeneración
o Año de operación: 2004
o Combustible: Licor negro
o Proveedor de caldera: Andrizt
o Proveedores: Siemens
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Figura 4.17: Wisapower
Fuente: [www.industcards.com]
Suecia
• Eldarán
o Ubicación: Västergötland
o Operador: E. ON Sverige AB
o Configuración: 1 x 2 MW de cogeneración
o Año de operación: 2007
o Combustible: Madera y basura
o Proveedor de caldera: KMW Energi
Figura 4.18: Eldarán
Fuente: [www.industcards.com]
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Capítulo 5
Criterios de elección de la planta
5.1 Elección del tipo de biomasa y justificación Para la elección del tipo de biomasa se ha tenido en cuenta la cantidad
de residuos procedentes de todo tipo de industrias y actividades, que son
eliminados sin más y podrían ser utilizados para diversas aplicaciones,
obteniéndose así, altas rentabilidades económicas. Además, la rentabilización
de la gestión de los residuos generaría nuevas industrias de todo tipo, lo que
aportaría muchas ventajas sociales.
Actualmente, están aumentando las expectativas para poder aprovechar
energéticamente todo lo relacionado con los residuos de la producción de aceite
de oliva y aceite de orujo de oliva, sobretodo en Andalucía, debido a la cantidad
de almazaras existentes.
Por todo lo anteriormente expuesto y sobre todo por la importancia del
sector del aceite de oliva en España, se ha pensado en la elección de orujillo,
como combustible para la planta de cogeneración.
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Figura 5.1: Orujillo
Fuente: [www.cgc.com]
El orujillo está formado por desechos procedentes de la parte sólida de la
aceituna, una vez que el orujo proveniente de las almazaras de aceite de oliva
ha servido para obtener aceite de orujo gracias a diversos procesos químicos.
Se denomina orujo al residuos sólido producido durante la elaboración
del aceite de oliva, y que sirve además para fabricar el llamado aceite de orujo.
Éste pasa a un secadero en el que se seca desde el 50% de humedad hasta el 12%
y así se obtiene el orujillo.
Figura 5.2: Proceso de obtención del orujillo
Fuente: [www.biovalles.com]
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A continuación se citan algunas características importantes del orujillo:
• Poder calorífico superior: 4.500 kcal/kg
• Poder calorífico inferior: 4.300 kcal/kg
• Humedad: +/- 12,7%
• Cenizas: < 4,58%
5.2 Selección del emplazamiento de la planta y justificación
La elección de la ubicación de la planta se ha concentrado principalmente
en las comunidades autónomas de Andalucía y Castilla y León, pues son éstas
las que registran mayor consumo de energía biomasa.
Una vez hecho el estudio sobre ambas comunidades, se ha elegido la
primera comunidad debido principalmente al tipo de biomasa seleccionado
como combustible, ya que como se observa en gráficos posteriores, la biomasa
en Andalucía es abundante y hay numerosas almazaras.
Respecto a esta comunidad y a la biomasa, se puede destacar que el
potencial máximo para generar electricidad lo tiene a partir de energía solar
fotovoltaica integrada en edificios y de biomasa residual y biogás.
A nivel peninsular, es la comunidad autónoma con mayor consumo de
biomasa. El ámbito de actuación en el que más destaca es el doméstico y con
mayor auge en la generación de energía térmica que en la eléctrica.
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La distribución de residuos para biomasa dentro de Andalucía, se divide en
los siguientes tipos:
Figura 5.3: Distribución de residuos para biomasa
Fuente: [Elaboración Propia]
Se observa claramente como los herbáceos son mayoritarios.
Posteriormente, se encuentran el olivar y forestal y por debajo los residuos
procedentes de frutales y viñedos.
El 60% de la región se encuentra ocupada con este tipo de cultivos
correspondiendo el 55% de esos a herbáceos, olivar y forestal. La mayor
productividad de estos se encuentra en los municipios del Valle del
Guadalquivir.
o Herbáceos:
Característicos por ser los más relevantes debido a su abundancia y su
rendimiento en cuanto a conversión de energía. Las provincias más
productivas son Sevilla y Granada además de municipios del Valle del
Guadalquivir. El menor aprovechamiento se da en el norte.
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o Olivar:
La productividad de residuos por hectárea es tres veces inferior a la de
herbáceos, aun así, sigue siendo muy elevada. Las mayores
concentraciones se encuentran entre las Cordilleras Subbéticas y
Béticas, con gran auge Jaén, Córdoba, Málaga y Sevilla.
o Forestal:
Presenta una superficie de suelo de unas 1.775.000 hectáreas, con una
producción de residuos alrededor de 900.000 toneladas al año. Las
provincias más destacadas en este ámbito son Granada, debido a Sierra
Nevada y Huelva gracias a las repoblaciones de pinares y eucaliptos
además de alcornocales. Los municipios más destacados son los de
montañas.
o Frutales:
Menor potencial que el resto. Podrían aportar poco más de 75.000
TM/año. Las provincias más destacadas son Málaga, Granada y
Almería. La distribución de Estos es difícil encontrarla fuera del ámbito
municipal.
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o Viñedos:
Los residuos se caracterizan por ser escasos. La distribución, igual que
anteriormente, tiene carácter municipal.
Por todo lo anteriormente expuesto y la elección del tipo de biomasa
seleccionada en el apartado anterior, se ha decidido que la provincia para
ubicar la planta sea Jaén y el municipio seleccionado ha sido Torreperogil.
Figura 5.4: Situación de Torreperogil, Jaén
Fuente: [Google Maps]
Torreperogil, es un municipio español de la provincia de Jaén, Andalucía,
situado en el corazón de la comarca de La Loma. Destaca principalmente el
cultivo del olivar como aprovechamiento mayoritario de sus tierras, destacando
la similitud entre la proporción de cultivo de secano y de regadío. Es además,
uno de los municipios de Jaén con producción vinícola.
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El municipio tiene una superficie de 90,1 km² y una población de 7.225
habitantes, siendo su densidad de población de 80,19 hab./km². En Torreperogil,
se encuentran dos colegios públicos de educación infantil y primaria, y un
instituto de educación secundaria que podrían, a largo plazo, beneficiarse de la
planta de cogeneración.
En lo que se refiere a la actividad industrial, cabe señalar la construcción
como sector predominante, ocupando el tercer lugar en número de empresas
después de Úbeda y de Baeza.
En la imagen siguiente se muestra a modo de referencia una vista aérea del
municipio:
Figura 5.5: Municipio Torreperogil, Jaén
Fuente: [Google Maps]
En un principio, el calor de la planta se utilizará para abastecer a uno de los
colegios de educación infantil, planteándose a largo plazo poder aumentar el
abastecimiento.
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5.3 Elección del proceso general
La técnica de aprovechamiento energético de la biomasa seleccionada ha
sido la gasificación.
Por gasificación se entiende, la conversión termoquímica de un sólido
combustible en un gas portador de energía, por medio de una oxidación parcial
a una elevada temperatura.
Como se ha descrito en el apartado anterior, la gasificación consta de un
conjunto de reacciones termoquímicas, que se producen en un ambiente pobre
de oxígeno dando como resultado la transformación de un sólido en una serie
de gases susceptibles de ser utilizados en una caldera, en una turbina o en un
motor, después de ser debidamente acondicionados.
La gasificación de biomasa tiene como aspectos más destacados su elevado
rendimiento eléctrico, bajos costes de operación y mantenimiento y bajas
emisiones de gases contaminantes.
Su elección se debe principalmente a la cantidad de ventajas que presenta,
como por ejemplo:
• Mejores propiedades de combustión del gas frente a un sólido.
• El gas que se produce, se puede usar para los mismos propósitos que el
gas natural y es más versátil.
• Necesita menos cantidad de aire.
• Hay una menor emisión de partículas.
• Menor contaminación del medio ambiente.
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• El gas producido se puede almacenar fácilmente y utilizarse para
alimentar motores de combustión interna alternativa.
Sin embargo, la gasificación presenta las siguientes desventajas:
• Se exige mejor calidad del combustible.
• Los sistemas, deber estar sellados correctamente, para evitar la fuga de
gases que tienen características tóxicas por contener dióxido de carbono.
• Peligro por la posibilidad de explosiones.
• Produce alquitrán.
Las partes constitutivas fundamentales en cualquier proceso de gasificación
son tres:
1. Gasificación del sólido
En el interior de un horno o reactor, se introduce por la parte
superior el sólido. El aire, se introduce por la parte superior o
intermedia, en proporción muy inferior (aproximadamente el 20%)
del necesario para su completa combustión. El resultado es que el
sólido se quema parcialmente, sin llama, generando un gas
combustible y quedando como residuo final cenizas o sales
minerales no combustibles del sólido que caen por una parrilla a un
cenicero.
2. Depuración del gas
El gas caliente obtenido, deber refrigerarse, porque si no, tendría tan
baja densidad que entraría muy poca masa al motor de explosión,
produciendo muy poca potencia mecánica. Además, debe filtrarse
para eliminar las cenizas volantes y alquitranes condensados que son
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arrastradas por el gas y que podrían provocar erosiones y ensuciar
los cilindros del motor de explosión.
3. Combustión del gas
En un motor de explosión de gasolina, regulada convenientemente la
carburación o relación volumétrica del aire: gas, frente a gasolina de
mayor poder calorífico que éste; o bien utilizando un motor de gas
específico que opere bajo un ciclo Otto.
El rendimiento del proceso de gasificación, varía dependiendo de la
tecnología, el combustible y el agente gasificante que se utilice, variando el
rango entre 70-80%. El resto de la energía que se introduce en el combustible se
invierte en las reacciones endotérmicas, en las pérdidas de calor de los
reactores, en el enfriamiento del gas de síntesis, necesario para su secado
(eliminación de vapor de agua), filtración y en el lavado (cuando es necesario
eliminar alquitranes).
Las etapas sufridas por la biomasa son tres:
1. Calentamiento hasta 100 ºC, provocando el secado de la biomasa por
evaporación del agua contenida en la misma y que absorbe el calor
sensible para elevar la temperatura, además del necesario para la
evaporación del agua.
2. Pirólisis (ruptura por calor o descomposición térmica en ausencia de
oxígeno), en la que se rompen las moléculas grandes dando lugar a
otras de cadena más corta, que a la temperatura del reactor, están en
fase gaseosa. Esto ocurre a unos 300-500 ºC, desprendiéndose los
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componentes más volátiles, pero debido a la insuficiente cantidad de
oxígeno en el interior del reactor, algunos de estos volátiles no se
podrán quemar y darán lugar a alquitranes contaminantes.
3. La última etapa es la oxidación parcial de la fracción más pesada
(carbonosa) de la biomasa al entrar en contacto con el agente
gasificante. Esto ocurre a unos 600-1.100 ºC.
Las tecnologías comerciales de gasificación permiten procesar
prácticamente todo tipo de combustibles de origen biomásico, con una
limitación de su densidad mínima alrededor de 200 kg/m³.
Otro aspecto importante respecto a la biomasa, es que su tamaño sea
homogéneo, estable en el tiempo y lo suficientemente pequeño para que las
reacciones se produzcan a una velocidad adecuada y en un volumen
razonablemente pequeño. Un tamaño pequeño de partículas, permite que la
calidad del syngas aumente, reduce el tamaño del reactor o bien aumentar el
tiempo de permanencia para el craqueo de las fracciones más pesadas y de
alquitranes.
Un tamaño excesivamente pequeño puede hacer que la biomasa se atasque
en los conductos o que sea arrastrada con las cenizas volantes al exterior del
reactor antes de tiempo. Dependiendo del tipo de gasificador que se utilice, se
precisa un tamaño de partícula determinado u otro, en la mayoría de los casos
no debe ser menor de 2-3 mm de diámetro de partícula.
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En lo que se refiere a humedad de la materia a gasificar, valores de 10-20%
son los más adecuados. Secar la biomasa presenta los siguientes inconvenientes,
primero que a medida que se seca más, es más costoso, tanto en términos
energéticos como económicos y en segundo lugar que una biomasa secada más
allá de su punto de equilibrio, recupera la humedad al entrar en contacto con el
aire ambiente. En general, la humedad facilita la formación de hidrógeno, pero
reduce la eficiencia térmica.
5.3.1 Elección del gasificador
Los tipos de reactores utilizados en la gasificación de biomasa son los
siguientes:
• Gasificación en lecho móvil
o En contracorriente: Movimiento descendente del sólido y
ascendente del gas.
El calor se genera en la parte inferior del lecho, por donde se
introduce el aire. Se forman perfiles de temperatura muy
acusados, lo que implica que el material biomásico pase por
regiones que se encuentran a distintas temperaturas y que los
procesos implicados (secado, pirólisis, oxidación) se den
gradualmente. Se caracteriza por poder procesar biomasa entre
500 y 2.000 kg/h y de hasta un 50% de humedad.
Este tipo de gasificador, produce del 5% al 20% de productos
alquitranados, por lo que no es recomendable utilizarlo
directamente en el funcionamiento de motores, sin embargo, si es
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adecuado utilizarlo directamente para combustión en
quemadores.
o Corrientes paralelas: El aire se introduce dentro del lecho de
biomasa. Los flujos de gas y del aires son descendentes.
Los productos líquidos y gaseosos formados en la pirólisis, son
obligados a pasar a través de una zona más caliente, donde se
craquean los alquitranes.
En este tipo, además de las tres regiones básicas mencionadas en
el gasificador anterior, se presenta una cuarta región (reducción)
en el que se producen las reacciones con vapor de agua y dióxido
de carbono.
Estos reactores, son adecuados para procesar pequeñas
capacidades (100-800 kg biomasa/h), además admite un contenido
de humedad del 30%.
• Gasificación en lecho fluido
No existen zonas definidas del reactor donde se lleven a cabo los
diferentes procesos, estos se dan simultáneamente en todos los lugares
del gasificador. Se clasifican según la 'velocidad de fluidización', en:
o Burbujeante: velocidad de fluidización de 1-2 m/s.
o Circulante: velocidad de fluidización mayor de 5 m/s.
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Son más adecuados para capacidades superiores a 600 kg biomasa/h. Los
sólidos a procesar deben ser de tamaño inferior a 1 cm y su contenido en
humedad inferior al 50%.
Figura 5.6: Gasificadores
Fuente: [www.soriactiva.com]
El tipo de gasificador elegido para la planta de cogeneración es el
gasificador de lecho fluido, de la tecnología ENAMORA de la empresa
GUASCOR.
Figura 5.7: Gasificador seleccionado
Fuente: [IDAE]
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Se ha seleccionado el gasificador de lecho fluido frente al de lecho móvil
principalmente por las siguientes ventajas:
• Posibilidad de trabajar con diferentes tipos de biomasa.
• Alto rendimiento termodinámico.
• Facilidad y seguridad en operación y mantenimiento, debido al poco
combustible acumulado en su interior.
• Gran fiabilidad mecánica al no haber equipos mecánicos móviles en su
interior.
• Permite un arranque/paro muy corto.
Como conclusión se puede decir, que con la gasificación, las plantas pueden
generar su propio calor y electricidad, además de obtener un excedente
económico gracias a la venta de la electricidad no consumida, con un coste de
inversión mínimo y además muy subvencionado.
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Capítulo 6
Análisis genérico
6.1 Análisis externo
Los factores que influyen dentro del análisis externo son los siguientes:
• Factores económicos
Para la estimación de costes de inversión de cualquier sistema de
conversión de biomasa se tienen en cuenta tres factores fundamentales:
o Volumen y tipo de biomasa: El tipo y las características de la
biomasa determinan los tratamientos previos y posteriores
requeridos, mientras que el volumen determina el factor de escala
del sistema y los procesos auxiliares necesarios.
o Proceso de conversión: Estableciéndose en base al volumen
anterior y a las características de la biomasa; de la tecnología
seleccionada dependerá el grado de complejidad del sistema.
o Aplicación de la energía: El uso final de la energía, influye en el
costo total de la instalación de manera directa. En lo que respecta
a generación de calor, el equipo auxiliar requerido se limita a los
quemadores adecuados, sin embargo, cuando el uso final es la
generación de electricidad, la complejidad y el número de equipos
incrementa el costo de la inversión.
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Debido por tanto al amplio rango de volúmenes y características de la
biomasa, no es posible establecer costes de inversión exactos, además, en
el caso de España es difícil de determinar, ya que los equipos comerciales
disponibles son en su mayoría importados.
• Factores políticos
España mantiene desde hace más de treinta años, un notorio crecimiento
de la intensidad energética. Debido principalmente a la creciente y
excesiva dependencia energética del exterior y a la necesidad de preservar
el medio ambiente, se hace necesario un excesivo número de fórmulas
eficaces para un uso eficiente de la energía y el uso de fuentes limpias. Por
ello, junto a una importante mejora de eficiencia energética, responde
también a una estrategia económica, social y medioambiental.
El Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005-2010 constituye la
revisión del Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 2000-
2010. Lo que se pretende con esta revisión, es mantener el compromiso de
cubrir con fuentes renovables al menos el 12% del consumo total de
energía en 2010, además de incorporar los otros dos objetivos de 29,4% de
generación eléctrica con renovables y 5,75% de biocarburantes en
transporte para este año.
Tres fuentes renovables han evolucionado en España hasta la fecha de
forma satisfactoria: eólica, biocarburantes y biogás. La biomasa, al igual
que las solares, se están desarrollando sensiblemente por debajo del ritmo
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necesario para alcanzar los objetivos finales de documento anteriormente
citado.
La siguiente tabla contiene la situación de las energías renovables a finales
de 2004 y el resumen de los objetivos del Plan de Energías Renovables
para 2010.
Con respecto a la biomasa, se diferencia entre la biomasa para generación
de electricidad y la de usos térmicos. El objetivo de crecimiento de la
primera se sitúa en 1.695 MW, por lo que respecta a biomasa térmica, el
objetivo asciende hasta 583 ktep, para ello se cuenta con la mejora logística
de suministro de residuos y con una nueva línea de apoyo a fondo
perdido.
Figura 6.1:Escenario PER
Fuente: [PER 2005-2010]
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La heterogeneidad es la característica principal del área de la biomasa,
afectando ésta, tanto a la descripción de los materiales que se pueden
emplear como combustibles, como a los posibles usos energéticos de los
mismos.
Las aplicaciones tradicionales de la biomasa para usos térmicos
constituyen una utilización secular de esta energía, mientras que las
ligadas a la producción de electricidad se han desarrollado básicamente en
las dos últimas décadas.
Con el siguiente gráfico se muestran los objetivos energéticos propuestos
para cada tipo de recurso y aplicación. Corresponden al incremento de
energía primaria durante el periodo 2005 - 2010.
Figura 6.2: Objetivos energéticos, para recurso y aplicación
Fuente: [PER 2005-2010]
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A continuación, se exponen los objetivos energéticos en términos de
potencia eléctrica instalada durante el periodo 2005 - 2010.
Figura 6.3: Objetivos energéticos, potencia eléctrica
Fuente: [PER 2005-2010]
En la tabla siguiente se recoge la distribución de los objetivos energéticos
para el mismo periodo por comunidades autónomas, en términos de
energía primaria.
Figura 6.4: Objetivos energéticos por comunidades autónomas
Fuente: [PER 2005-2010]
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En los objetivos de nuevas potencias a instalar se aprecia un crecimiento
elevado, éste está condicionado a la revisión de las primas e incentivos
establecidos para la producción de energía eléctrica con esta energía.
Figura 6.5: Objetivos de potencias a instalar
Fuente: [PER 2005-2010]
• Factores socioculturales
El empleo en el sector de las energías renovables abarca un amplio abanico
de ocupaciones.
En España particularmente, el progresivo crecimiento de este sector ofrece
grandes oportunidades en la creación de empleo.
El potencial de crecimiento del empleo en lo que respecta a energía
biomasa, se caracteriza por llegar hasta los 10.000 empleos en 2008 en
España. Además, en este sector hay unas grandes expectativas de creación
de empleo en la próxima década, se calcula que se puede llegar a los
580.000 empleos en lo que se refiere a biomasa para calefacción, 424.000
empleos en los biocombustibles y 2,7 millones en el biogás.
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La Asociación de Productores de Energías Renovables - APPA, sostiene
que la biomasa es una fuente de generación de empleo sobre todo en áreas
rurales. Además, determina que el despegue definitivo de la biomasa
atraería inversiones por más de 4.000 millones de euros, crearía 24.000
empleos, ahorraría 14,6 millones de toneladas de dióxido de carbono y
evitaría más de la mitad de los incendios forestales.
La biomasa como energía renovable generadora de empleo queda de
manifiesto en el informe "Trabajando por el clima (Energías renovables y
la revolución de los empleos verdes)", que fue presentado en octubre por
el Euopean Renewable Energy Council - EREC y Greenpeace. El citado
informe constata que en cuanto a empleos estables se refiere, los asociados
a operación y mantenimiento de instalaciones, la energía biomasa genera
sesenta veces más empleo que el gas, treinta veces más que el carbón y
unas diez veces más que la nuclear.
• Factores ambientales
El factor medioambiental ha tomado en la actualidad una importancia
fundamental, ya que el objetivo del sistema eléctrico de potencia es
abastecer la demanda eléctrica en condiciones de calidad y con el menor
impacto ambiental posible.
Se puede definir contaminación ambiental como “la alteración de las
condiciones del medio ambiente por la presencia o ausencia de agentes
físicos o químicos en tal grado que pueda resultar perjudicial para las
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personas, animales, plantas u objetos y producir un deterioro en la calidad
de vida”.
La biomasa es la única energía con un balance de CO₂ favorable, la materia
orgánica es capaz de retener más CO₂ durante su crecimiento que lo que expulsa
durante la combustión. Su interés reside en obtenerla de manera sostenible.
Emisiones a la atmósfera
Los gases que emanan de la quema de combustibles fósiles y la destrucción
de los bosques son los principales motivos de la destrucción de la capa de
ozono.
El gas más destructor emitido a la atmosfera es el CO₂, no por sus
características sino por la cantidad que se emite, superando así al metano que
aún siendo más perjudicial, la proporción emitida es bastante menor.
En el caso de la combustión de carbono, petróleo y gas, la cantidad de CO₂
que pasan a la atmósfera supera a la cantidad que se consume, sin embargo,
con la biomasa el sistema queda en equilibrio, pues la cantidad de CO₂ que
se consume es la misma que pasa a la atmosfera, por lo que se minimiza el
impacto ambiental.
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La biomasa y el efecto invernadero
Se entiende por efecto invernadero el cambio climático que se produce por
un aumento de la temperatura ambiental debido a una mayor concentración
de CO₂ en la atmósfera, que aumenta la proporción de energía absorbida.
La principal causa del efecto invernadero es la intensa utilización de
combustibles fósiles.
El impacto de la biomasa al efecto invernadero va a ser mínimo, ya que como
se ha explicado anteriormente, con la biomasa la cantidad de CO₂ que se
consume es la misma que pasa a la atmósfera, por lo que el sistema queda en
equilibrio.
Lluvia ácida
Los óxidos de azufre y de nitrógeno que emiten las centrales termoeléctricas,
al combinarse con el agua de las nubes se precipitan en forma de lluvia ácida,
esto puede llegar a arruinar bosques, eliminar vida de lagos y desertizar
grandes superficies terrestres.
En un futuro próximo, sólo serán quemados combustibles fósiles de muy
baja acidez; se pretende que el contenido de azufre no supere el 1 % en peso,
pero sí podría ser superior en lugares donde fuesen respetados los valores de
calidad del aire ambiental y la contaminación transfronteriza no hubiese
alcanzado valores significativos.
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El contenido de azufre en la biomasa es inferior al 0,1 %, es decir,
prácticamente nulo, por este motivo los efectos producidos son mínimos y
por ello la biomasa se puede decir que contribuye mínimamente a la lluvia
ácida.
Protocolo de Kioto
Parte de la radiación que llega a la Tierra se refleja hacia el espacio, pero la
atmósfera absorbe parte de ésta alcanzando una temperatura de equilibrio de
unos 15 ˚C.
Aunque se lleva muchos años denunciando el problema del cambio
climático, fue a partir de 1992 con la celebración de la Convención de las
Naciones Unidas sobre el clima cuando se tomaron medidas al respecto y en
1997 se firma el llamado Protocolo de Kioto, firmado en Río de Janeiro.
Uno de los acuerdos consistía en limitar las emisiones de seis gases de
“efecto invernadero” en los países industrializados para el periodo 2008 -
2012.
La mayoría de los compromisos se aplican al sector energético e industrial
pero no al transporte, que supone alrededor de un 33%, ni tampoco a
sectores domésticos e industriales de pequeño tamaño. Los países en
desarrollo no están obligados por el acuerdo y Estados Unidos, que supone
un 25% de las emisiones no lo ha firmado.
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Este protocolo ha sido ratificado por 129 países cuyas emisiones suman más
del 55% de emisiones totales. Está ratificado y en vigor en España.
Cambio climático
España, debido a su situación geográfica y características socioeconómicas, es
muy vulnerable a este cambio. Los problemas que se agravan con esto, son
entre otros, la regresión de la costa o los “aumentos en los procesos de
erosión del suelo”.
El gobierno de España se comprometió a limitar sus emisiones en un 15% en
el periodo del Protocolo de Kioto.
Los residuos y la agricultura han presentado un incremento de emisiones en
los últimos tiempos, por lo que utilizar residuos que normalmente son
eliminados de tal forma que se genere energía, contribuye a reducir el
cambio climático. Por ello se fomenta utilizar como fuente de energía la
biomasa.
• Factores específicos del entorno
Para analizar los factores del entorno, se tiene que llevar a cabo el análisis
de Michael Porter sobre el modelo de las 5 fuerzas.
Las cinco fuerzas de Porter permiten analizar cualquier industria en
cuanto a rentabilidad se refiere. Según Porter, la rivalidad con los
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competidores se da por cuatro elementos o fuerzas, que al combinarlas
crean la quinta fuerza: la rivalidad entre los competidores.
Figura 6.6: Fuerzas de Michael Porter
Fuente: [Elaboración propia]
Poder de negociación de los clientes
Dentro de esta fuerza, caben destacar los siguientes factores:
Concentración de los compradores respecto a la concentración de las
compañías.
Dependencia de los canales de distribución.
Posibilidad de negociación.
Volumen comprador.
Facilidades del cliente a cambiar de empresa.
Disponibilidad de información para el cliente.
Rivalidad entre competidores
existentes
Amenaza de nuevos
competidores
Poder de negociación de
los clientes
Amenaza de productos y
servicios sustitutivos
Poder de negociación de
los proveedores
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Sensibilidad al precio.
Exclusividad del producto.
Análisis RFM (Compra recientemente, frecuentemente y margen de
ingresos que deja).
Los clientes, son personas concienciadas con el medio ambiente, pero no
se puede perder de vista que en el mercado hay productos sustitutivos
de bajo precio y por tanto desean que el precio no sea muy elevado. Los
clientes potenciales son, en un principio, los dos colegios de educación
infantil presentes en la zona para producir calor y agua caliente y la
energía eléctrica se venderá a la red.
Amenaza de nuevos competidores
Hay mercados en los que es muy difícil que entren nuevos competidores,
sin embargo, en la mayoría de mercados no lo es, Porter propone ciertos
factores que definen esta fuerza:
Existencia de barreras de entrada.
Economías de escala.
Valor de marca.
Costes de cambio.
Acceso a distribución.
Mejoras en tecnología.
Ventajas absolutas en costes.
Ventajas en la curva de aprendizaje.
En lo que respecta a la instalación de cogeneración que se va a llevar a
cabo, los competidores son todas aquellas empresas que cumplen la
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misma función básica que el producto objeto de este proyecto, aunque
usen otro tipo de combustibles. Los principales competidores son
Movialsa y Guascor. Cabe destacar, que una de las fortalezas de estas
empresas es que son muy conocidas, llevan mucho tiempo en este
mercado y tiene mucho poder de negociación.
Poder de negociación de los proveedores
El "poder de negociación" se refiere a una amenaza que se impone sobre
la industria por parte de los proveedores, debido al poder del que éstos
disponen. Algunos factores asociados a esta fuerza son los siguientes:
Facilidades de cambio de proveedor.
Grado de diferenciación de productos del proveedor.
Productos sustitutivos.
Concentración de los proveedores.
Amenaza de integración vertical hacia delante de los proveedores.
Amenaza de integración vertical hacia atrás de los competidores.
El proveedor de la maquinaria a adquirir es Guascor, empresa fuerte y
cuya tecnología es una de las mejores del sector. En lo relacionado con el
combustible, las almazaras de la provincia de Jaén son las que van a
proporcionar el orujillo.
Amenaza de productos y servicios sustitutivos
Se pueden citar entre otros, los siguientes factores:
Precios relativos de los productos sustitutos.
Coste de cambio del comprador.
Percepción de diferenciación de producto.
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Disponibilidad de sustitutivos.
Propensión a sustituir por el comprador.
Existen varios productos sustitutivos en el mercado, aunque en su
proceso de elaboración se usa distinta tecnología. Los productos
sustitutivos que se encuentran en el mercado son, el orujillo de aceituna,
alpechín, alperujo, orujo de uva, residuos de industrias agrícolas,
residuos agrícolas leñosos, de industrias forestales, etc.
Rivalidad entre competidores existentes
Más que la fuerza, la rivalidad entre los competidores existentes, viene a
ser el resultado de las cuatro fuerzas anteriores, ésta define la
rentabilidad de un sector, cuanto menos competido sea el sector, será
más rentable y viceversa.
Lo que pretende el modelo es una reflexión estratégica sistemática que
determine la rentabilidad de un sector, normalmente con la finalidad de
evaluarlo y analizar la proyección futura de unidades de negocio que
operan en un sector.
6.2 Análisis interno
Para llevar a cabo el proyecto de análisis y viabilidad de la planta de
cogeneración se debe llevar a cabo un análisis interno, para poder así poner en
marcha el proyecto de forma efectiva e intentar incidir en los ámbitos más
débiles.
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Para realizar este análisis, se va a utilizar el análisis DAFO, metodología de
estudio que permite detectar las fortalezas, debilidades, amenazas y
oportunidades para poder tomar decisiones acertadas en el futuro.
Figura 6.7: Análisis DAFO
Fuente: [Elaboración propia]
Hay que destacar que la biomasa al igual que el resto de energías
renovables, está teniendo gran cantidad de barreras para su desarrollo, debido
principalmente a la crisis actual que se está viviendo. Las dos principales
barreras son las siguientes:
• Financieras, debido a la falta de líneas de crédito especiales por
miedo a la morosidad.
DEBILIDADES AMENZAS
FORTALEZAS OPORTUNIDADES
DAFO
• Alta inversión inicial • Distribución de la biomasa • Dificultad de cumplimento
de objetivos para 2010
• Situación macroeconómica actual • Cambio de la normativa vigente
• Mínimo riesgo • Proyectos rentables • Políticas energéticas
• Subvenciones para energías renovables
• Hacer frente al cambio climático • Auge de las energías renovables
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• Institucionales, porque actualmente se están fomentando también
otro tipo de energías que han conseguido los objetivos determinados
para 2010.
• Coste de transporte de la materia prima, desde la almazara hasta la
planta.
• Barreras culturales, ya que otros países como Suecia o Alemania,
producen más energía con biomasa y tienen gran cantidad de
proyectos, sin embargo, España a pesar de tener gran cantidad de
recursos no le saca todo el partido posible.
• Marketing, pues en España se apuesta más por el marketing de otro
tipo de energías, como eólica o solar.
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Capítulo 7
Proceso de la planta
7.1 Introducción
El tipo de instalación que se ha decidido llevar a cabo después de todo el
estudio realizado, es una planta de cogeneración de electricidad con
gasificación integrada de biomasa, utilizando como combustible orujo de
aceituna.
Una planta de cogeneración de electricidad y calor con gasificación
integrada de biomasa, se caracteriza por ser una instalación en la que, a partir
de una biomasa sólida, como es el caso del orujo de aceituna, se produce un gas
combustible, denominado gas de síntesis; este gas se somete a un proceso de
limpieza para después utilizarse como combustible en motores de combustión
interna.
Los motores de combustión interna mueven un alternador, produciendo
electricidad y a su vez generando calor residual en forma de gases de escape y
agua caliente de refrigeración del propio motor. El calor residual puede ser
convenientemente aprovechado para la producción de agua caliente, aire
caliente, vapor o incluso agua fría para sistemas de refrigeración o climatización
y poderse usar así en la propia planta.
La tecnología que se utiliza en la planta es de la empresa GUASCOR.
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La planta se puede dividir en tres sistemas principales:
1. Un productor de gasificación de biomasa para la producción del gas
de síntesis.
2. Sistema de limpieza del gas de síntesis, también llamado "gas verde",
donde se eliminan las impurezas del gas.
3. Planta de motogenerador; El motor de combustión interna consume el
gas, produciendo así electricidad y energía térmica.
En el siguiente gráfico, se pueden ver de forma esquemática los sistemas
principales de la planta.
Figura 7.1: Proceso planta de cogeneración
Fuente: [Elaboración propia]
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En principio, como se ha mencionado con anterioridad, el calor generado
servirá para abastecer de agua caliente a uno de los colegios infantiles existentes
en Torreperogil, el municipio donde se situará la planta, pero a largo plazo se
puede pensar que el calor se utilizase para abastecer también a la otra escuela o
para algún polideportivo de los colegios de secundaria existentes en la zona.
Además, se tiene pensado que la planta una vez recuperada la inversión se
pueda ampliar y por tanto abastecer incluso a viviendas.
Figura 7.2: Posibilidades futuras
Fuente: [Agenbur; Elaboración propia]
Es importante destacar, que una de las principales características de las
plantas de gasificación es poder utilizar muchos tipos diferentes de biomasa,
como por ejemplo, la cáscara de almendras y otros frutos secos, astillas de
madera de diferentes especies, corteza de árboles, restos de poda, etc.
La heterogeneidad de las plantas de cogeneración proporciona por tanto
una ventaja a largo plazo, pues se puede pensar en el caso de ampliar la planta,
en utilizar otro tipos de combustibles o incluso una mezcla de estos.
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Las condiciones más importantes que tiene que cumplir la biomasa para
poderse utilizar en este caso, son las siguientes:
• Humedad relativa: 10 - 20% (bh)
• Granulometría: 2 - 15 mm
• Densidad aparente: alrededor de 400 Kg/m³
• Contenido en cenizas: < 10%
Figura 7.3: Planta de gasificación de biomasa de tecnología Enamora, GUASCOR
Fuente: [IDAE]
7.2 Planteamiento técnico
7.2.1 Características de la planta de cogeneración
• Potencia eléctrica bruta de la planta: 0,6 MW
• Autoconsumo eléctrico: 0,36 MW (6%)
• Potencia eléctrica neta de la planta: 0,564 MW
• Potencia térmica bruta de la planta: 0,780 MW
• Horas de funcionamiento anual: 8.000 h
• Consumo anual de biomasa: 6.000 tn
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7.2.2 Características y consumos de biomasa Características y consumos de biomasa Biomasa tn/año Humedad Cenizas PCI (Kcal/kg) Orujillo 6.000 10% 4,58% 4300 Figura 7.4: Características y consumos de biomasa Fuente: [Elaboración propia]
7.2.3 Personal
La operación de la planta requiere una persona alrededor de cuatro o cinco
horas, cinco días a la semana trabajando el resto del tiempo de modo
automático. La persona realizará las labores de comprobación del buen
funcionamiento de todos los sistemas mediante el seguimiento de los valores
registrados en el puesto de control, así como de la observación directa de los
componentes mecánicos de la instalación y se puede encargar también del
llenado del silo de biomasa cuando el nivel del mismo lo requiera.
Además, también se dispondrá de un vigilante de seguridad.
7.2.4 Venta de energía
• La energía eléctrica se vende a la red con tarifa correspondiente al grupo
b8 en función de las energías primarias utilizadas. Dentro de este grupo
se encuentran:
1. Residuos de la producción de aceite de oliva y aceite de orujo de
oliva.
2. Residuos de la producción de aceitunas.
3. Residuos de la extracción de aceites de semillas.
4. Residuos de la industria vinícola y alcoholera.
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5. Residuos de industrias conserveras.
6. Residuos de la industria de la cerveza y la malta.
7. Residuos de la industria de producción de frutos secos.
8. Residuos de la industria de producción de arroz.
9. Residuos procedentes del procesado de algas.
10. Otros residuos agroindustriales.
7.2.5 Residuos, emisiones y vertidos
• Se producen cenizas cuyo uso más claro es el de fertilizantes. Está
acordada su retirada por un gestor autorizado a coste cero.
• Las emisiones de gases que se producen cumplen con la normativa
vigente.
• No se producen vertidos regulares.
7.2.2 Mejoras medioambientales
• Subsidiariedad y autosuficiencia en la gestión del residuo.
• Utilización de energías renovables. Disminución del dióxido de carbono
emitido.
• Transformación energética eficiente. Cogeneración.
• Plantas generadoras de pequeña potencia. Aprovechamiento de recursos
autóctonos.
7.3 Proceso general de la planta
Para realizar un correcto proceso de la planta de cogeneración, se tiene que
proporcionar un alto rendimiento energético y unos procesos optimizados.
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La planta permite tanto la generación de energía eléctrica derivada de la
gasificación, como la recuperación y aprovechamiento de la energía térmica
producida en el proceso.
Esta planta, tiene un diseño modular y su ocupación es reducida, por lo que
se pueden disminuir costes de transporte al permitir la instalación de ésta, cerca
de donde se produce la biomasa que resulta de procesos industriales, es decir,
cerca de las almazaras.
Se tiene que llevar una gestión adecuada del combustible, para además de
optimizar los costes de almacenamiento, se garantice el suministro a la planta
de forma continua. Si no se llevase a cabo una adecuada logística de suministro,
podría suceder, que en un momento dado, no existiese suficiente combustible
en la planta para abordar la operación hasta la llegada de nueva biomasa.
El combustible de uso inmediato, se almacenará en una nave que la proteja
de los agentes atmosféricos, no precisando paredes y con una cubierta de tejado
será suficiente.
Las cenizas generadas en el proceso de aprovechamiento térmico de la
biomasa, se reintegrarán a los suelos de cultivo para contribuir a su
fertilización.
La descripción del proceso completo, se detalla a continuación:
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La biomasa llega a la planta y se almacena en la nave citada anteriormente,
posteriormente, se introduce en el secadero con una corriente de aire caliente
procedente de un intercambiador y la corriente que se obtiene en el motor de
combustión interna, obteniendo así biomasa seca y una corriente de gas
húmedo.
A continuación, la biomasa se transporta hasta la trituradora de tal forma
que la biomasa no salga del equipo hasta que no tenga el tamaño adecuado. La
biomasa sale de la trituradora y es llevada con una cinta transportadora hasta
un silo de almacenamiento, a la salida de éste, se vierte en una cinta
transportadora que la conducirá finalmente a la entrada del gasificador; en éste,
se introducirá además aire caliente para que se produzca el proceso
termoquímico y se obtenga así el gas de síntesis.
La corriente de salida del gasificador, se lleva a un multiciclón, en el cual se
eliminan parte de las partículas carbonosas que no han reaccionado en el
gasificador, ese gas de síntesis que se ha obtenido, tras un proceso de limpieza y
acondicionamiento, pasa a ser oxidado en el grupo de cogeneración, motor de
combustión interna para obtener así energía eléctrica.
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Figura 7.5: Circuito de proceso de la instalación
Fuente: [Elaboración Propia]
La energía térmica generada en la gasificación y la producida por el motor,
se puede aprovechar tanto para el secado de la biomasa, como en forma de
calor útil, es decir, calefacción de naves, procesos industriales, calefacción
comunitaria de edificios públicos o de vecinos... en este caso, se utilizará en la
propia planta para el secado y para abastecer de agua caliente a un colegio
infantil.
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Capítulo 8
Estudio financiero del proyecto
8.1 Introducción
En este noveno capítulo, se pretende realizar el estudio económico y el
análisis de viabilidad de la instalación. Además, se realizará el cálculo del Valor
Actual Neto (VAN) y de la Tasa Interna de Retorno (TIR), para comprobar así,
la rentabilidad de la inversión que se va a realizar. También se presentará la
cuenta de pérdidas y ganancias del ejercicio.
Una vez realizado el estudio, se llevará a cabo un análisis de sensibilidad
por la variación que podrían sufrir ciertos parámetros.
8.2 Previsión de la operación
Se ha elegido para la planta modelo:
o Potencia eléctrica bruta: 600 KW
o Autoconsumo (6%): 288.000 KWh/año
o Potencia eléctrica neta: 564 KW
o Potencia térmica: 750 KW
o Consumo de biomasa: 6.000 tn/año (2.100 tep/año)
o Energía generada: 4.800.000 KWh/año
o Energía autoconsumida: 288.000 KWh/año
o Energía exportada: 4.512.000 KWh/año
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o Calor útil: 6.000.000 KWh/año
La operación de la planta se estima en:
Horas de trabajo anual = 24 h/día x 365 días/año = 8.760 h/año.
Para redondear el valor, teniendo en cuenta que la planta no va a trabajar
sin parar todo el año, se estimará este valor en 8.000 h/año.
8.3 Datos previos
Para poder llevar a cabo el estudio, es necesario determinar aquellos
parámetros que influyen en la cuantificación económica de la instalación.
Para el cálculo de los costes, hay que tener en cuenta que al igual que en el
caso del funcionamiento de la planta, habrá ciertos valores que se aproximen o
se redondeen.
8.3.1 Datos relativos a la inversión
Se considera una inversión total de 1.800.000 €
o Equipos de proceso: 1.022.300 €
o Construcción civil: 134.750 €
o Instalación de equipos: 150.600 €
o Proyecto y dirección de obra: 231.258 €
o Imprevistos: 161.092 €
o Terreno: 100.000 €
109
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La financiación del proyecto se hará de la siguiente manera:
o Fondos propios (20%): 437.000 €
o Crédito (80%): 1.748.000 €
8.3.2 Datos para el cálculo de los gastos
En este apartado, se pretende calcular los costes anuales directos e
indirectos que incurren en la instalación, estos son:
• Costes de la biomasa
El coste del combustible se estima alrededor de 155.000 €/año.
• Costes de operación y mantenimiento
Los costes de operación y mantenimiento se estiman alrededor de
100.000 €/año.
• Costes de personal
Dado que las instalaciones están en el campo y, por tanto, no hay el
mismo nivel de vigilancia que en ciudades, se cree necesario contar con
un guardia de seguridad que evite robos o daños, por ello será necesario
pagar una prima de seguros a una compañía aseguradora. Además, se
necesita un técnico, que se encargue de la planta, cuatro o cinco horas al
día. Ambos costes se cuantifican alrededor de los 40.000 €/año.
• Seguros
Se estiman alrededor de 25.000 €/año.
• Imprevistos
Se prevé que el coste de los imprevistos ascienda a 8.000 €/año.
110
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8.3.3 Datos para el cálculo de los ingresos
Para llevar a cabo el cálculo de los ingresos de manera correcta, primero se
tiene que comprobar según explica el ANEXO I del Real Decreto 661/2007 el
rendimiento mínimo para las instalaciones de producción y más tarde decidir si
para la venta de energía eléctrica se va a elegir la opción tarifa o la opción
mercado.
Empleando el sistema de gasificación, los rendimientos energético y
eléctrico son los mostrados a continuación:
• R = (E + V)/Q
Siendo,
R = rendimiento de la instalación
E = energía eléctrica generada medida en bornes de alternador y
expresada como energía térmica, con un equivalente de 1 kWh = 860
kcal.
V = producción de calor útil o energía térmica útil definida de acuerdo
con el apartado 1.a) del artículo 2 del Real Decreto 661/2007. En el caso
de que la demanda sea de refrigeración, la energía térmica útil
correspondiente tomará el mismo valor que la demanda de refrigeración
final que satisfaga la cogeneración.
o R = (4.800.000 x 860 + 6.000.000 x 860) / 21.000.000.000 ≈ 44,22%
111
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Para la obtención del rendimiento eléctrico equivalente (REE) de la
instalación se determinará siguiendo la siguiente fórmula:
• REE = E/[Q-(V/Ref H)] considerando Ref H ≈ 90%
o REE = 4.800.000 x 860 / (21.000.000.000 - (6.000.000 x 860/0,9)) ≈ 27,03%
A efectos de justificar el cumplimiento del rendimiento eléctrico
equivalente y poder acogerse al régimen especial, es imprescindible que el
rendimiento eléctrico equivalente de la instalación en promedio de un periodo
anual, sea igual o superior al que le corresponda según la figura 8.1.
Cabe destacar que para aquellas instalaciones cuya potencia instalada sea
menor o igual a 1 MW, como es este caso, el valor del rendimiento eléctrico
equivalente mínimo requerido será un 10% inferior al que aparece en la tabla
siguiente por tipo de tecnología y combustible.
Figura 8.1: REE mínimo exigido
Fuente: [RD 661/2007]
112
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Como el REE justificable supera el REE mínimo exigible para cogeneración
con biomasa, la instalación, sí cumple el rendimiento mínimo exigido y, por
tanto, ahora la primera decisión será si vender a tarifa o a mercado.
Las primas, tarifas y límites para el combustible elegido en la planta son las
siguientes:
Figura 8.2: Tarifas a.1.3 b.8.1
Fuente: [Orden Tarifas 2010]
La instalación es de cogeneración, por eso se encuentra en el subgrupo a.1.3
y el combustible está dentro del grupo b.8.1, donde se encuentran la biomasa
procedente de instalaciones industriales del sector agrícola.
Al tratarse de una planta de 0,6 MW los cálculos se harían teniendo en
cuenta P<=2 MW.
Aún sabiendo que la facturación se hace mensualmente, para simplificar, se
van a suponer que las doce facturaciones del año son iguales, es decir, la
proporción de biomasa se mantiene constante durante todos los meses del año.
113
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8.3.3.1 Opción 1: Tarifa regulada única
Los precios de venta de electricidad se determinan como sigue:
PFT = Ptr + CR + DH + Cef - Des
siendo,
PFT = precio final opción a tarifa.
Ptr = precio tarifa base.
CR = complemento por reactiva. Si se supone un factor de potencial
igual a 1 durante las 24 horas del día, sólo se produce una bonificación
del 4% sobre la energía producida en horas llano, siendo la cuarta parte
de la energía generada.
Cef = complemento por eficiencia. Se calcula:
Complemento eficiencia = 1,1 x (1/REEmin - 1/REEi) x Cmp
donde,
REEmin: rendimiento eléctrico equivalente mínimo por tecnología.
REEi: es el rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la planta.
Cmp: coste unitario de la materia, se va a redondear este valor a 2
c€/kWhPCS.
Des = coste del desvío.
DH = discriminación horaria, en este caso, por simplificación no se va a
considerar.
Los cálculos pertinentes se muestran a continuación:
Ptr = 0,135414 €/kWh x 4.512.000 kWh= 610.987,96 €
CR = 0,04 x 0,25 x 4.512.000 kWh x 8,2954 c€/kWh = 3.742,88 €
114
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Cef = 1,1 x (1/27 - 1/27,03) x 2 c€/kWhPCS ≈ 0 €
Por tanto, la retribución es de:
PFT = 614.730,848 € + 3.742,88 = 614.730,848 €
Es decir, 614.730,848 € / 4.512.000 KWh = 136,24 €/MWh
8.3.4.2 Opción 2: Mercado
La opción de mercado se calcula:
PFM = PMD + P + GP + CR + Cef - Des
siendo,
PFM = precio final opción a mercado.
PMD = precio mercado diario.
P = prima correspondiente.
GP =garantía de potencia.
CR = complemento por reactiva.
Cef = complemento por eficiencia.
Des = coste del desvío, no se considera en este caso para simplificar.
Los cálculo obtenidos son los siguientes:
PMD, se supone que la media anual es de 4,4 c€/kWh
P = (9,4245 c€/kWh + 4,4 c€/kWh) x 4.512.000 kWh = 623.987 €
GP = 2 €/MW x 0,564 MW x 8.000 horas = 9.024 €
115
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CR = se valora como en el caso anterior, 3.742,88 €
Cef = toma el valor anterior, 0 €
La retribución por tanto es de 636.753,88 €
Es decir, 636.753,88 € / 4.512.000 kWh = 141,12 €/MWh
Aunque los ingresos son algo superiores en la opción mercado, la empresa
opta por la opción a tarifa, ya que la diferencia no justifica el sobrecoste de
gestión ni tampoco el riesgo del mercado.
8.4 Análisis de la sensibilidad del proyecto
8.4.1 Cálculo del precio de tarifa regulada
Para llevar a cabo este cálculo, se ha tenido en cuenta la actualización de la
tarifa según lo estipulado en el RD 661/2007 y el IPC se ha estimado en un
1,40%, teniendo en cuenta lo determinado de media por el Instituto Nacional de
Estadística actualmente.
116
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Figura 8.3: Precio de la tarifa regulada
Fuente: [Elaboración propia]
117
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8.4.2 Cálculo de los ingresos
Figura 8.4: Ingresos anuales Fuente: [Elaboración Propia]
118
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8.4.3 Cálculo de los gastos
Figura 8.5: Gastos de explotación Fuente: [Elaboración Propia]
Como se observa en la tabla anterior, el IPC que se ha estimado es 1,4%,
como en todas las tablas. En los gastos de explotación se encuentran todos los
gastos expuestos en el apartado 8.3.3 de este documento.
8.4.4 Cálculo de financiación
Para llevar a cabo el cálculo de financiación, se ha establecido el valor del
euribor en un 1,3% y los intereses de la entidad que da el crédito, en un 0,8%,
por lo que el tipo de interés de la deuda se establece en 2,10%.
119
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Cálculo de la Financiación
Año Periodo Importe
Deuda Anual (€)
Tipo de Interés de la Deuda
Intereses Anuales (€)
Pago Financiación
Anual (€)
2009 0 1.800.000,00 2,10% - - 2010 1 1.600.000,00 2,10% 37.800,00 237.800,00 2011 2 1.400.000,00 2,10% 33.600,00 233.600,00 2012 3 1.200.000,00 2,10% 29.400,00 229.400,00 2013 4 1.000.000,00 2,10% 25.200,00 225.200,00 2014 5 800.000,00 2,10% 21.000,00 221.000,00 2015 6 600.000,00 2,10% 16.800,00 216.800,00 2016 7 400.000,00 2,10% 12.600,00 212.600,00 2017 8 200.000,00 2,10% 8.400,00 208.400,00 2018 9 2,10% 4.200,00 2019 10 2,10% 2020 11 2,10% 2021 12 2,10% 2022 13 2,10%
2023 14 2,10%
2024 15 2,10% Figura 8.6: Gastos de Financiación Fuente: [Elaboración Propia]
120
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9.4.5 Flujos de caja
Año Periodo Ingresos (€) Gastos Explotación
(€)
Gastos Financiación
(€)
Impuestos (€)
Flujo de Caja (€)
Flujo de Caja Acumulado (€)
2009 0 - - - - -1800000 -1800000 2010 1 614.714,88 328.000,00 237.800,00 14.674,46 34.240,42 -1.765.759,58 2011 2 619.006,82 332.592,00 233.600,00 15.844,45 36.970,37 -1.728.789,21 2012 3 628.936,16 337.248,29 229.400,00 18.686,36 43.601,51 -1.685.187,70 2013 4 644.773,39 341.969,76 225.200,00 23.281,09 54.322,54 -1.630.865,16 2014 5 666.955,81 346.757,34 221.000,00 29.759,54 69.438,93 -1.561.426,23 2015 6 696.107,66 351.611,94 216.800,00 38.308,72 89.387,00 -1.472.039,23 2016 7 733.069,52 356.534,51 212.600,00 49.180,50 114.754,50 -1.357.284,72 2017 8 778.938,73 361.525,99 208.400,00 62.703,82 146.308,91 -1.210.975,81 2018 9 835.123,70 366.587,36 198.300,89 81.070,64 189.164,82 -1.021.811,00 2019 10 903.415,83 371.719,58 159.508,87 372.187,37 -649.623,63 2020 11 986.084,07 376.923,66 182.748,13 426.412,29 -223.211,33 2021 12 1.085.999,32 382.200,59 211.139,62 492.659,11 269.447,78 2022 13 1.206.797,80 387.551,39 245.773,92 573.472,48 842.920,27 2023 14 1.353.096,62 392.977,11 288.035,85 672.083,65 1.515.003,92
2024 15 1.530.778,82 398.478,79 339.690,01 792.610,02 2.307.613,94
Figura 8.7: Flujos de caja acumulados Fuente: [Elaboración propia]
121
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8.4.6 Payback de la instalación
En este apartado se analiza el payback para poder comprobar a partir de
qué año se comienza a recuperar la inversión.
Lo que se consigue con este método es calcular el mínimo plazo en el que se
recupera el desembolso realizado inicialmente.
Figura 8.8: Gráfico de los flujo de caja acumulados
Fuente: [Elaboración propia]
Como se observa en el gráfico anterior, la inversión se recupera a partir del
undécimo año, se puede comprobar como la pendiente aumenta a partir del
noveno año, ya que a partir de aquí lo que falta hasta el décimo año para
recuperar la inversión es mínimo y luego se crece de forma mucho más rápida.
122
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A continuación se muestran dos gráficos que representan la proporción de
ingresos y gastos del proyecto.
Figura 8.9: Gastos totales vs Ingresos
Fuente: [Elaboración Propia]
Figura 8.10: Gastos explotación vs Ingresos
Fuente: [Elaboración Propia]
Con los dos gráficos expuestos anteriormente, se puede comprobar como
los gastos financieros están influyendo considerablemente en el total de gastos,
pero a pesar de eso, el porcentaje de gastos con relación al de ingresos, es
bastante menor, lo que hace prever una buena rentabilidad del proyecto.
Ingresos (70,9%)
Gastos (29%)
123
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8.4.7 VAN y TIR
Para analizar la rentabilidad del proyecto, se tiene que calcular el VAN
(Valor Actual Neto) y la TIR (Tasa Interna de Retorno o Rentabilidad), de esta
forma se podrá determinar en cierta medida la viabilidad del proyecto.
El VAN, es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un
determinado número de flujos de caja futuros, originados por la inversión
anual. De manera general, una inversión será rentable si el VAN es positivo.
La TIR, se define como la tasa de interés con la cual el valor actual neto es
igual a cero. De manera genérica, una inversión es rentable si su TIR es mayor
que el coste de capital.
Los valores correspondientes de ambos, se muestran a continuación:
Figura 8.11: VAN y TIR Fuente: [Elaboración propia]
Inversión inicial: 1.800.000 € Coste de capital: 4,75%
VAN: 715.507,30 € TIR: 8%
124
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8.4.8 Cuenta de pérdidas y ganancias
La cuenta de pérdidas y ganancias, es un documento contable cuya
principal utilidad es conocer el resultado económico del ejercicio. Esta cuenta se
obtiene principalmente por la diferencia entre los ingresos y los beneficios por
un lado y por los gastos y pérdidas por otro. A continuación se muestra un
gráfico referente a ésta y los cálculos pertinentes.
Figura 8.12: Gráfico de la cuenta de pérdidas y ganancias Fuente: [Elaboración Propia]
Los cálculos de la cuenta de pérdidas y ganancias se muestran con las dos
imágenes expuestas a continuación.
125
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Figura 8.13: Cuenta de Pérdidas y ganancias I
Fuente: [Elaboración propia]
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Figura 8.14: Cuenta de Pérdidas y ganancias II Fuente: [Elaboración Propia]
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8.5 Análisis de sensibilidad
Con el fin de llevar a cabo una visión más realista del proyecto, se van a
tratar ciertos aspectos que pueden provocar cambios económicos y por tanto
afectar a la rentabilidad de la inversión. Además, se tendrán en cuenta otras
posibilidades que se podrían haber tomado y por tanto haber cambiado la
rentabilidad de este proyecto.
• Variación del IPC
Debido al periodo de crisis actual hay gran incertidumbre y por tanto no
se puede estimar este valor a largo plazo de forma sencilla. Por tanto, se
ha optado por un valor de 1,4% en referencia a la media del último año.
• Variación de financiación
Como se ha explicado anteriormente, parte de la inversión son fondos
ajenos, en concreto un 80%, por ello es lógico que la variación de los
intereses provoque una reducción o aumento de las cuotas del pago de la
financiación.
• Variación del óptimo técnico
En este estudio, se han estimado unos coeficientes de pérdidas referentes
a los equipos de la instalación, proporcionales, pero a medida que pasa el
tiempo estos coeficientes no son iguales, por lo que puede haber
variaciones que provoquen alteraciones.
128
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• Variación de la tarifa regulada
La tarifa regulada puede cambiar según lo indique la Orden de Tarifas
del año correspondiente.
• Elección de precio a mercado
Para este proyecto, se ha elegido la opción de venta de energía eléctrica
por tarifa, debido principalmente a una minimización del riesgo. Pero
cabe destacar que la opción mercado aún teniendo mayor riesgo, puede
que proporcionase mayores beneficios.
• Ayudas o subvenciones
En este estudio, no se han tenido en cuenta ayudas o subvenciones, pero
entre el porcentaje de fondos ajenos, podría constar cierta parte de
ayudas que hiciesen disminuir los fondos ajenos y por tanto aumentar la
rentabilidad del proyecto de forma considerable.
• Ampliación de la planta
La planta de cogeneración de este proyecto, genera poca electricidad en
relación a grandes plantas, por lo que a largo plazo, ésta se podría
ampliar y como los gastos más importantes ya se habrían tenido en
cuenta, el nuevo porcentaje de gastos se podría hacer frente con la mayor
posibilidad de venta de energía y por tanto mayor obtención de
beneficios.
129
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Capítulo 9
Entorno normativo
9.1 Introducción
En este capítulo se va a tratar todo lo referente a las normativas en vigor
que existen actualmente, de forma general para las energías renovables y de
forma específica para la biomasa y la cogeneración.
La producción de electricidad a partir de fuentes de energías renovables,
está regulada desde 1980, con la Ley 82/1980, de 30 de diciembre, sobre la
conservación de la energía, aunque es el RD 2.366/1994, de 9 de diciembre,
cuando se menciona la biomasa como tal para la producción de electricidad.
Desde ese momento, la normativa ha ido evolucionando con diversas
reglamentaciones, hasta la publicación y entrada en vigor el 1 de junio de 2007
del RD 661/2007, por el que se regula la producción de energía eléctrica en
régimen especial.
En la misma época, en mayo de 2007, se publica el RD 616/2007 de fomento
de la cogeneración. Mientras que este último persigue el fomento del ahorro de
energía primaria a través de la promoción de la cogeneración de alta eficiencia,
el primero tiene por objetivo reemplazar el RD 436/2004 como se explica en el
siguiente punto.
130
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9.2 Análisis del Real Decreto 661/2007
La generación de energía, al igual que muchas otras actividades se
encuentra regulada y delimitada legislativamente.
La ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establecía los
principios de un modelo de funcionamiento que en lo que se refiere a la
producción está basada en la libre competencia. Dicha ley, hace compatible la
consecución de otros objetivos, tales como la mejora de la eficiencia energética,
la reducción del consumo y la protección del medio ambiente.
Más tarde, se establece un Régimen Especial de producción diferenciado
del ordinario, sin incurrir en situaciones discriminatorias que pudieran limitar
una libre competencia.
La cogeneración con biomasa se encuentra sometida al Real Decreto
661/2007, ya que regula la actividad de producción de energía eléctrica en
régimen especial, siendo éste un complemento al Régimen Ordinario que se
aplica en España a la evacuación de energía eléctrica a las diversas redes de
distribución y transporte procedente del tratamiento de residuos, biomasa,
energía eólica, hidráulica, solar y cogeneración.
9.2.1 Disposiciones generales
La sociedad española demanda cada vez más la utilización de energías
renovables y la eficiencia en la generación de electricidad, en un contexto de
reducción de la dependencia energética exterior, además de un mejor
131
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aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles y de una
sensibilización con el medio ambiente, contribuyendo por tanto a la reducción
de gases de efecto invernadero de acuerdo con los compromisos adquiridos con
la firma del protocolo de Kioto.
La modificación del régimen económico y jurídico que regulaba el régimen
especial hasta este Real Decreto, se debe en primer lugar, al crecimiento
experimentado por el régimen especial y en segundo lugar a la necesidad de
regular ciertos aspectos para la contribución en el crecimiento de ciertas
tecnologías y salvaguardar así la seguridad en el sistema eléctrico y poder
garantizar el suministro.
El presente real decreto sustituye al Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo,
el cual determina la metodología para la actualización y sistematización del
régimen jurídico y económico de las actividades de producción de energía
eléctrica en régimen especial y da una nueva regulación a la actividad de
producción de energía eléctrica en régimen especial, manteniendo así la
estructura básica de su regulación.
Con este Real Decreto se mantiene un sistema análogo al contemplado en el
Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, en el que el titular de la instalación
puede optar por vender su energía a una tarifa regulada, o bien vender dicha
energía directamente en el mercado diario, percibiendo en este caso el precio
negociado en el mercado más una prima. En este último caso, se introduce una
novedad para ciertas tecnologías, unos límites inferior y superior para la suma
del precio horario del mercado diario, más una prima de referencia. Este nuevo
sistema, protege al promotor en el caso que los ingresos derivados del precio
132
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del mercado fuesen excesivamente bajos, y elimina la prima cuando el precio
del mercado es suficientemente elevado para garantizar la cobertura de sus
costes, eliminando aspectos irracionales en la retribución de tecnologías, cuyos
costes no están directamente ligados a los precios del petróleo en los mercados
internacionales.
La retribución de la energía generada por la cogeneración se basa en los
servicios prestados al sistema, ya sea por su condición de generación
distribuida, como por su mayor eficiencia energética, introduciendo por
primera vez una retribución que es función directa del ahorro de energía
primaria que exceda del que corresponde al cumplimiento de los requisitos
mínimos.
Por todo lo explicado anteriormente, los cambios más importantes respecto
al marco anterior dados por el vigente Real Decreto 661/2007, se podrían
englobar dentro de los siguientes puntos:
• Incrementos de la retribución para permitir el cumplimiento de los
objetivos.
• Retribución diferenciada dependiendo el tipo de recurso.
• Posibilitar la presencia de pequeñas instalaciones, favoreciendo la
entrada de tecnologías emergentes como la gasificación.
• Exigencia de una mínima eficiencia energética. Favorecer la cogeneración
económicamente.
• Posible prima a la co - combustión en centrales de régimen ordinario.
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Este Real Decreto crea un escenario muy positivo para las cogeneraciones
con biomasa, en especial para el sector terciario, y se muestra exigente con las
cogeneraciones con poca valorización del calor.
Con respecto a la rentabilidad económica de la producción eléctrica, el
nuevo Real Decreto persigue que las cogeneraciones con biomasa alcancen
rentabilidades atractivas, ya sea por ceder la electricidad al distribuidor como
para vender la electricidad en el mercado.
En el caso de vender la electricidad en el mercado, la prima será distinta
según el precio del mercado de referencia, estableciéndose unos límites inferior
y superior para cada tecnología, para la suma del precio del mercado de
referencia y la prima de referencia.
Los importes de las tarifas y las primas, los límites superior e inferior y
otros complementos, se actualizan cada año tomando como referencia el
incremento del IPC -0,25 hasta 2012 y -0,50 a partir de entonces.
Es muy importante destacar que el régimen económico es transitorio y por
tanto, cuando se alcance el objetivo de potencia previsto en cada uno de los
grupos, las instalaciones que se inscriban a partir de ese momento recibirán una
retribución distinta.
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9.2.2 Objeto y ámbito de aplicación
En el Artículo 2 del presente Real Decreto, se indica la clasificación de los
diferentes tipos de métodos de obtención de energía en los que tiene aplicación
esta ley.
En la categoría a), se recogen los productores que utilizan la cogeneración u
otras formas de producción de electricidad a partir de energías residuales.
Esta categoría se encuentra a su vez dividida en cuatro subgrupos,
correspondiendo el Subgrupo a.1.3 a las cogeneraciones que utilizan como
combustible principal biomasa y/o biogás, siempre que cumplan los términos
que figuran en el anexo II de este mismo Real Decreto y siempre que ésta
suponga al menos el 90% de la energía primaria utilizada medida por el poder
calorífico inferior.
A continuación se muestra un gráfico con las tarifas para instalaciones del
subgrupo a.1.3 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, actualizado con la
Orden de Tarifas de 2010.
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Figura 9.1: Subgrupo a.1.3
Fuente: [Orden Tarifas 2010]
Como se ha explicado anteriormente, la producción de electricidad
mediante cogeneración se encuadra en el epígrafe a.1.3 de las tarifas,
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distinguiéndose la sola producción eléctrica con biomasa (grupos b.6 y b.8), o
biogás (grupo b.7).
El caso de la planta de cogeneración sobre la que se está haciendo el
estudio, quedaría englobada dentro del subgrupo a.1.3 y el combustible b.8.1,
pues el orujillo es biomasa procedente de instalaciones industriales del sector
agrícola, es decir, residuos de la producción de aceite de oliva.
9.2.3 Procedimientos administrativos
En este apartado, se hace referencia a los trámites que tiene que llevar a
cabo cualquier instalación energética que quiera operar.
Todas las autorizaciones administrativas que se tienen que llevar a cabo
para acogerse a este régimen, corresponden a las comunidades autónomas; en
el caso en que la instalación esté ubicada en más de una comunidad autónoma o
cuando la comunidad autónoma no cuente con competencias en la materia,
todas las competencias administrativas le corresponderán a la Administración
General del Estado, a través de la Dirección General de Política Energética y
Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
A la Administración General del Estado, también le corresponde toda la
autorización administrativa para las instalaciones cuya potencia instalada
supere los 50 MW, o se encuentren ubicada en el mar.
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9.2.4 Derechos y obligaciones
En el Capítulo III de este Real Decreto se exponen los derechos y
obligaciones a las que deben acogerse las instalaciones en régimen especial.
A continuación se exponen algunos puntos importantes sobre las
obligaciones que tienen los titulares de instalaciones de producción en régimen
especial, expuestas en el Artículo 18:
• Entregar y recibir la energía en condiciones adecuadas, para no
ocasionar trastornos en el funcionamiento normal del sistema.
• Para las instalaciones de categoría a), en el caso de que se produzca una
cesión de energía térmica producida, será requisito acogerse a este
régimen retributivo, además de uno o varios contratos de venta de
energía térmica por el total del calor útil de la planta.
• Todas las instalaciones en régimen especial con potencias superiores a
10 MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación,
cuya función principal será garantizar en todo momento la fiabilidad del
sistema eléctrico.
9.2.5 Estructura de la retribución
Para la venta de energía eléctrica exportada a la red, se puede elegir una de
las opciones siguientes:
• Tarifa regulada: Caracterizada porque la componente principal del
precio es fija y denominada tarifa base, a la que se le aplican una serie de
complementos.
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• Mercado de energía eléctrica: El precio va siguiendo el precio de la
electricidad hora a hora en el mercado, incrementado en una prima y una
serie de complementos. En este caso, la retribución principal es, la suma
del precio de mercado horario diario más una prima.
En cualquier caso, el productor de electricidad ha de mantenerse en la
opción que elija como mínimo 12 meses desde el cambio anterior.
Los complementos que se añaden a la retribución principal son:
• Complemento por energía reactiva (CR)
Toda instalación acogida al régimen especial, independientemente de la
opción de venta elegida (mercado o tarifa), recibirá este complemento
por el mantenimiento de unos valores específicos de factor de potencia.
Este complemento es un porcentaje en función del factor de potencia con
el que se entregue la energía, este valor actualizado con el Orden de
Tarifas de 2010, es de 8,2954 c€/kWh.
Los coeficientes de bonificación o penalización, según el factor de
potencia y el periodo horario son los siguientes:
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Figura 9.2: Valores según el factor de potencia
Fuente: [RD 661/2007]
En las horas valle se bonifica la absorción de reactiva y en las punta se
bonifica la generación de reactiva.
• Garantía de potencia (GP)
La retribución aproximada es de 2 €/MW de potencia instalada y por
hora. Se retribuye a toda potencia neta instalada en todas las horas del
año y sólo se aplica a las instalaciones que vendan su electricidad en el
mercado.
• Complemento por eficiencia (CEF)
Se aplica a la electricidad cedida al sistema para las plantas cuya
potencia nominal sea inferior o igual a 100 MW. Este complemento se
calcula con la siguiente fórmula:
CEF = 1,1 x (1/REEmin - 1/REEi) x Cmp
siendo,
REEmin: Rendimiento eléctrico equivalente mínimo por tecnología.
REEi: Rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la planta.
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Cmp: Coste de la materia prima, publicado trimestralmente por el
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
• Complemento por discriminación horaria (DH)
Las instalaciones de cogeneración a.1.3 que hayan elegido ceder su
producción eléctrica al distribuidor, es decir, a tarifa fija, pueden
acogerse al régimen de discriminación horaria.
Figura 9.3: Periodo punta y periodo valle
Fuente: [RD 661/2007]
La cantidad a percibir por la electricidad en hora punta, será la que le
corresponde según la tarifa multiplicada por 1,0462, siendo éste, un
4.62% de incremento.
Para la electricidad vertida en horas valle, la tarifa se multiplica por
0,967, siendo éste, un 3,3% de descuento.
La elección de esta opción obliga a permanecer en ella, al menos durante
un año.
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• Desvíos (DES)
Los desvíos, son las diferencias entre la energía programada para vender
y la que realmente se entrega a la red.
9.2.6 Actualizaciones y revisión de precios y primas variables para instalaciones de biomasa
9.2.6.1 Actualizaciones
En general, los importes de las tarifas, primas, complementos y, límites
inferior y superior para la energía biomasa, es decir, para la categoría b y el
subgrupo a.1.3, se actualizarán anualmente según el IPC menos:
• 0,25% hasta el 31 de diciembre de 2012
• 0,50% a partir de entonces
Los importes expuestos en el párrafo anterior, serán de aplicación a la
totalidad de instalaciones de cada grupo, independientemente de la fecha de
puesta en servicio de la instalación.
9.2.6.2 Revisiones
Durante el año 2010, según el grado de cumplimiento del Plan de Energías
Renovables 2005 - 2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en
España, además de los nuevos objetivos para el periodo 2010 - 2011, se
revisarán las tarifas, primas, complementos y límites teniendo en cuenta los
costes asociados a cada una de estas tecnologías, al grado de participación del
régimen especial en la cobertura de la demanda y a su incidencia en la gestión
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técnica y económica del sistema, garantizando siempre unas tasas de
rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de
capitales. Cada cuatro años, se realizará una nueva revisión manteniendo los
criterios anteriores.
Las revisiones mencionadas anteriormente, no afectarán 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. El objetivo
de esto, es dar un plazo suficiente a los promotores para que actualicen sus
proyectos a las tarifas que les vayan a afectar.
Figura 9.4: Esquema revisión de tarifas
Fuente: [IDAE]
9.2.7 Límites máximos y mínimos
La prima sólo se otorga a las instalaciones que venden su electricidad en el
mercado, ya sea el caso de cogeneración o de producción de electricidad
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solamente. La prima consiste en una cantidad adicional al precio que resulte en
el mercado organizado o al precio negociado libremente por el titular o el
representante de la instalación.
Para las instalaciones alimentadas con biomasa, se establecen primas de
referencia y límites para la suma del precio del mercado de referencia (variable
hora a hora) y la prima de referencia.
La prima real a percibir en cada hora, varía según la suma de la misma y el
precio del mercado y se calcula de la siguiente manera:
• Para los valores del precio del mercado de referencia más la prima de
referencia comprendidos entre el límite superior e inferior establecidos
para un grupo o subgrupo, el valor a percibir será la prima de referencia
para ese grupo o subgrupo, en esa hora.
• Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de
referencia, inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a
percibir será la diferencia entre el límite inferior y el precio horario del
mercado diario a esa hora.
• Para valores del precio del mercado de referencia que estén
comprendidos entre el límite superior menos la prima de referencia y el
límite superior, el valor de la prima a percibir será la diferencia entre el
límite superior y el precio del mercado de referencia en esa hora.
• Para los valores del precio del mercado de referencia superiores o iguales
al límite superior, el valor de la prima a percibir será de cero en esa hora.
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Figura 9.5: Primas según los límites
Fuente: [IDAE]
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PARTE II
VALORACIÓN ECONÓMICA Y
PLANIFICACIÓN
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Valoración económica
A continuación se muestra el presupuesto final de este proyecto teniendo en
cuenta los costes externos a lo que es en sí la planta de cogeneración:
Costes tecnológicos: Son los costes relacionados con la adquisición
tanto de licencias software como de hardware necesario para realizar
el proyecto.
• Referente a Hardware, el sistema necesita para desarrollar el
proyecto:
o Ordenador portátil o fijo que soporte Macromedia Flash CS3.
En este caso, se ha contado un ordenador portátil HP Compaq
nx 7300. Procesador Intel ®Celeron ® inside™.
El precio de éste, asciende a 1.017,98 €
• Referente a software, las herramientas necesarias para el desarrollo
del proyecto son las siguientes:
o Sistema Operativo Windows Vista.
o Office 2007 de Microsoft, utilizando para la realización del
proyecto: Word para la documentación del proyecto, Excel para
tablas y gráficos incluidos en la documentación, Power Point
para la presentación del proyecto y gráficos incluidos en éste y
Project para realizar la planificación.
o Herramientas de Adobe, para crear el documento pdf del
proyecto final.
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o Conexión ADSL de Telefónica.
Se imputa en cada caso el 25% del coste de cada producto.
ELEMENTO IMPORTE (€)
Equipo de trabajo 1.017,98 x 0.25 = 254,495
Windows Vista 359 x 0.25 = 89,75
Office 2007 564,64 x 0.25 = 141,16
Adobe Acrobat 684,44 x 0.25 = 171,11
ADSL 45 € / mes x 9 meses = 405
405 x 0.25 = 101,25
TOTAL 757.765
Figura 10.1: Costes tecnológicos
Fuente: [Elaboración propia]
Costes de desarrollo: Estos costes se refieren a los recursos humanos
que han sido necesarios durante toda la realización del proyecto.
Como se puede ver en el punto de organización y funciones
empresariales, han sido necesarios dos perfiles.
PERFIL TARIFA(€/h) HORAS COSTE (€)
Director 60 30 1.800
Jefe de Proyecto 50 50 2.500
TOTAL 4.300
Figura 10.2: Costes de desarrollo
Fuente: [Elaboración propia]
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A continuación, se muestra una tabla con los costes totales:
TIPO DE COSTE IMPORTE (€)
Costes tecnológicos 1.206,685
Costes de desarrollo 22.540
Costes de implantación 900
TOTAL 24.646,685
Figura 10.3: Costes Totales
Fuente: [Elaboración propia]
PLANIFICACIÓN
A continuación, se muestra la planificación en su contexto más general.
Primeramente, se llevó a cabo la recopilación de la documentación de la
biomasa, seguida por el estudio y análisis de todo lo que hace referencia a la
normativa vigente para las plantas de cogeneración utilizando biomasa.
Una vez recogida la documentación, se llevó a cabo el estudio relacionado
con el emplazamiento, la elección del combustible y todos los análisis necesarios
para el diseño de la planta.
En los dos últimos meses, se procedió a llevar a cabo el plan financiero del
proyecto y el análisis de sensibilidad.
Cabe destacar que a lo largo de todo el año, se ha ido encontrando
información de relevancia que se ha ido incluyendo en el proyecto.
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PARTE III
CONCLUSIONES DEL PROYECTO
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Se puede concluir el proyecto indicando que, actualmente, cada día más, se
ve que las energías renovables ofrecen soluciones energéticas que pueden
minimizar los problemas que giran en torno a los combustibles fósiles y la
conservación del medio ambiente, presentándose como la mejor alternativa en
un futuro a medio y largo plazo.
Otra cuestión interesante es ver cómo pueden aprovecharse subproductos
(orujillo) de otros productos principales (aceite) para construir una planta de
cogeneración con energía biomasa cuyo combustible principal es el mencionado
subproducto que, por otra parte, es muy abundante en buena parte de la
geografía española, fundamentalmente en Andalucía y más en concreto en la
provincia de Jaén. Muchos de estos subproductos se han venido exportando a
otros países (Reino Unido, Bélgica e Italia) y es un buen momento para hacer
uso de ellos en España.
Actualmente en España existen ciertos problemas con estos tipos de
combustibles y es de esperar que en los próximos años aparezcan incentivos
similares a otros tipos de energías renovables que permitan un avance
importante en el uso del combustible biomasa para la generación de energía.
Es muy probable que, si se cumplen las previsiones, la biomasa sea una de
las energías con mayor crecimiento en España en los próximos años.
En la planta de cogeneración estudiada en el proyecto se prevé una
producción de electricidad de 600 KW para el abastecimiento de energía
eléctrica y térmica de la zona en la que se va a ubicar. La energía térmica que se
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genere se va a utilizar para satisfacer de agua caliente y calefacción a un colegio
infantil de la zona.
Del análisis económico – financiero de la planta se puede deducir lo
siguiente: Con una inversión inicial de 1.800.000 €. La venta de la energía
eléctrica a tarifa regulada u las proyecciones obtenidas después de hacer el
estudio de ingresos, gastos de explotación y gastos financieros, Payback de 11
años, VAN de 715.507,30€ y TIR del 8%, parece una inversión rentable a medio
plazo y con buenas expectativas de futuro.
Como conclusión final, se puede decir que se obtiene una buena
rentabilidad con la planta en cuestión, que aporta grandes ventajas tanto
económicas como medioambientales y que se prevé, con una ampliación de la
misma, se podrían logran grandes aumentos de los beneficios en el futuro.
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PARTE IV
BIBLIOGRAFÍA
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•
Libros
[TORRE07] De la Torre Fernández del Pozo, Alfonso; Palacios
Súnico, Luis; “Cuestiones sobre la energía”; 3ª
Edición, Foro Nuclear.
[FORO08] "Energía 2008", Foro Nuclear.
[IDAE07] "Catálogo Publicaciones IDAE 2007", IDAE. [BIOME07] "Energía de la Biomasa", IDAE. Serie "Manuales de energías renovables", nº 2. [GASI07] "Biomasa: Gasificación", IDAE. [COGE07] "Biomasa: producción eléctrica y cogeneración", IDAE.
•
Páginas Web
http://www.adobe.com
http://www.cristalab.com
http://www.idae.es
http://www.iea.org
http://www.foronuclear.org
http://www.wikipedia.org
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http://www.ciemat.es
http://www.wordpress.com
http://www.lamolina.edu.pe
http://www.ciemat.es
http://www.cecu.es
http://www.iea.junta-andalucia.es
http://www.eurobserv-er.org
http://epp.eurostat.ec.europa.eu
http://www.industcards.com