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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

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

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.

II



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

III



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.

IV



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.

V



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



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



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



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

1



PARTE I

ANÁLISIS DE LA BIOMASA

2



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

3



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.

4



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.

5



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]

6



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.

7



• 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.

8



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.

9



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

10



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]

11



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.

12



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

14



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.

15



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.

17



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.

19



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.

20



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.

21



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.

22



• 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.

24



• 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.

25



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.

26



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.

27



• 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.

28



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

29



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,…

30



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.

31



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.

32



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.

33



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.

34



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

35



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]

36



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


37



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)


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]

38



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.

39



Energía eléctrica vendida en régimen especial. España

Figura 3.12: Energía eléctrica vendida en régimen especial Fuente: [Foro Nuclear]

40



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]

41



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.

42



• 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.

43



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.

44



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.

45



• 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:

46



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.

47



• 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.

48



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

49



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]

50



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

51



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.

52



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.

53



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]

54



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.

55



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.

56



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.

57



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]

58



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

59



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

60



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

61



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]

62



• Grossaitingen, central característica por utilizar la madera como

combustible. Otros datos de interés:

o Año de operación: 2002


o Proveedor: Ekol

Figura 4.13: Central Grossaitingen


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 Combustible: Madera

o Proveedor de calderas: Aalborg

63



Figura 4.14: Central Linz Mitte


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 Año de Operación: 2007


o Proveedor de caldera: Wartsila

Figura 4.15: Amel


64



Finlandia

• Kokkola

o Operador: Kokkolan Voima Oy

o Configuración: 1 x 20 MW de cogeneración



o Proveedor de caldera: Kvaerner

o Proveedor: Siemens

Figura 4.16: Kokkola


• Wisapower, central de mayor poder en Finlandia de licor negro.

o Operador: Pohjolan Voima Oy



o Combustible: Licor negro

o Proveedor de caldera: Andrizt

o Proveedores: Siemens

65



Figura 4.17: Wisapower


Suecia

• Eldarán

o Ubicación: Västergötland

o Operador: E. ON Sverige AB



o Combustible: Madera y basura

o Proveedor de caldera: KMW Energi

Figura 4.18: Eldarán


66



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.

67



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]

68



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.

69



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.

70



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.

71



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.

72



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.

73



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.

74



• 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

75



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

76



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.

77



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

78



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.

79



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]

80



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.

81



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.

82



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

83



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]

84



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]

85



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]

86



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.

87



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

88



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.

89



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.

90



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.

91



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

92



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

93



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

94



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.

95



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.

96



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


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

97



• 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.

98



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.

99



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


100



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.

101



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

102



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.

103



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.

104



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:

105



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.

106



Figura 7.5: Circuito de proceso de la instalación


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.

107



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

108



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



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



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



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



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



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



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



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



Figura 8.3: Precio de la tarifa regulada


117



8.4.2 Cálculo de los ingresos

Figura 8.4: Ingresos anuales Fuente: [Elaboración Propia]

118



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



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



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



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


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



A continuación se muestran dos gráficos que representan la proporción de

ingresos y gastos del proyecto.

Figura 8.9: Gastos totales vs Ingresos


Figura 8.10: Gastos explotación vs Ingresos


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



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



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



Figura 8.13: Cuenta de Pérdidas y ganancias I


126



Figura 8.14: Cuenta de Pérdidas y ganancias II Fuente: [Elaboración Propia]

127



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



• 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



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



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



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



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.

133



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.

134



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.

135



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,

136



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.

137



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.

138



• 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:

139



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.

140



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.

141



• 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

142



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

143



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.

144



Figura 9.5: Primas según los límites

Fuente: [IDAE]

145



PARTE II

VALORACIÓN ECONÓMICA Y

PLANIFICACIÓN

146



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.

147



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


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


148



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


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.

149



PARTE III

CONCLUSIONES DEL PROYECTO

150



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

151



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.

152



PARTE IV

BIBLIOGRAFÍA

153



•

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.

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Autorizada la entrega del proyecto de la alumna: LAURA ... · para una planta de cogeneración. Una...

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