COGENERACIÓN sector residencial

Curso de Experto en Climatización

ATECYR

Módulo: AHORRO DE ENERGÍA

Cogeneración

- Fundamentos

- Sector edificatorio

José Ignacio Linares Hurtado

13 de abril de 2013

COGENERACIÓN Fundamentos

AHORRO DE ENERGÍA

MÓDULO 9: AHORRO DE ENERGÍA. COGENERACIÓN

FUNDAMENTOS

Autor: José Ignacio Linares Hurtado

1. Introducción ....................................................................................................................... 1

1.1 Definiciones ............................................................................................................................. 1

1.2. Configuraciones....................................................................................................................... 2

1.3. Oportunidades y riesgos .......................................................................................................... 7

2. Parámetros e índices ......................................................................................................... 11

2.1. Eficiencia energética ...............................................................................................................11

2.2. Emisiones ...............................................................................................................................15

3. Criterios de diseño ........................................................................................................... 15

3.1. Ajuste a la demanda eléctrica .................................................................................................15

3.2. Ajuste a la demanda térmica ..................................................................................................16

3.3. Recomendaciones ..................................................................................................................17

4. Situación en España ......................................................................................................... 19

4.1. Evolución histórica .................................................................................................................19

4.2. Estado actual y potencial ........................................................................................................19

4.3. Marco regulatorio ..................................................................................................................21

5. Análisis de viabilidad económica ..................................................................................... 24

6. Curva monótona de demanda ........................................................................................... 27

7. Caso de estudio ................................................................................................................ 30

8. Referencias ...................................................................................................................... 34


AHORRO DE ENERGÍA

RESUMEN

La cogeneración es la producción conjunta de dos o más formas de energía útil. Una de ellas

es trabajo mecánico, que se acaba convirtiendo mayoritariamente en electricidad; las demás

son calor útil, ya sea en alta temperatura o en baja (frío). La cogeneración es una forma

eficiente de utilizar los combustibles (fósiles o procedentes de biomasa) en tanto que saca

partido de los calores residuales. Los dos esquemas de implantación de la cogeneración son

los ciclos de cabeza y los de cola. En los primeros el equipo que produce la electricidad es el

consumidor de combustible; en los segundos el combustible produce calor útil y la energía

térmica residual se convierte en energía eléctrica.

Los equipos maduros tecnológicamente para producir electricidad son los motores

alternativos, las turbinas de gas y las turbinas de vapor, pudiendo combinarse los dos últimos

en los ciclos combinados. Para la producción de calor útil se recurre a calderas de

recuperación (intercambiadores de calor). Si el calor se ha de entregar a baja temperatura

(frío) se emplean máquinas de absorción.

La cogeneración presenta ventajas tanto para el cogenerador (seguridad del suministro, ahorro

económico y eventual revalorización de combustibles residuales) como para la sociedad

(ahorro de energía primaria y emisiones, reducción de pérdidas eléctricas en la red, y

desarrollo del tejido industrial). Para el cogenerador puede haber riesgos derivados del nuevo

negocio ajeno al principal, mitigables por las Empresas de Servicios Energéticos (ESEs).

Existen diversos índices para valorar la cogeneración, entre los que destacan el “ahorro de

energía primaria” y el “rendimiento eléctrico equivalente”, siendo éste último empelado en la

legislación española. El diseño de un sistema de cogeneración es extremadamente importante,

pudiendo condicionar la rentabilidad del proyecto. El diseño por demanda eléctrica,

maximizando su producción, fue empleado hace años, pero no es recomendable en escenarios

de precios elevados del combustible; el diseño por demanda térmica es el más eficaz tanto

energéticamente como económicamente. En la operación siempre se ha de primar que el

grupo funcione la mayor parte del tiempo sin disipar calor. Por sectores, lo habitual es

“diseñar por potencia” en el sector industrial y gran terciario y “por energía”, en el residencial

(recurriendo al almacenamiento térmico).

Aún existe potencial para la cogeneración en España, siendo el sector industrial el mayor,

seguido del residencial y servicios. Pese a ello, en el sector industrial es donde se da la mayor

penetración, siendo aún muy escasa en el sector residencial. La cogeneración está recogida en

el Régimen Especial que desde el RD 661/2007 establece un régimen muy favorable al

indexar de forma automática las tarifas y primas eléctricas al precio de los combustibles y la

inflación, incentivar económicamente la eficiencia, reconocer singularidades en el sector de la

edificación y apoyar la microcogeneración y cogeneración de pequeña escala.

Para el análisis de viabilidad económica de un proyecto de cogeneración se han de

contabilizar en los ingresos tanto los derivados de la electricidad vendida o ahorrada como los

del calor útil sustituido. En el lado de los gastos está el combustible consumido (que será

considerablemente mayor que antes de poner la cogeneración si ésta es con ciclo de cabeza) y

el mantenimiento de la planta. El flujo de caja resultante ha de recuperar la inversión en un

período razonable. Esto se ilustra en detalle en el Caso Estudio con el que finaliza el tema que

cubre un análisis de viabilidad al amparo del RD 661/2007.


AHORRO DE ENERGÍA Pág. 1

1. Introducción

1.1 Definiciones

Cogeneración significa convertir simultáneamente la energía de un combustible (Q) en dos

formas de energía útil: trabajo mecánico y calor. Si bien existen aplicaciones de cogeneración

en las que el trabajo mecánico se aprovecha como tal, por ejemplo accionando compresores

de aire o de refrigeración, lo más habitual, y ese será el supuesto de este texto, es que dicho

trabajo se aplica a un alternador, convirtiéndolo finalmente en energía eléctrica (E). La otra

forma útil de energía es calor (V). De este modo, la co-generación supone la co-producción1

de dos formas de energía útil, habitualmente calor y electricidad.

Aunque el desarrollo de la cogeneración se asocia inevitablemente al mercado eléctrico hay

que tener presente que es una forma de co-producir energía, y que la energía térmica

producida siempre ha de tenerse en cuenta, no siendo una cuestión menor sino que presenta

una contribución importante tanto a la rentabilidad de la instalación como a la eficiencia

energética y la reducción de emisiones. Por tanto, la cogeneración nunca ha de entenderse

como una central eléctrica en miniatura o un grupo electrógeno, sino como un medio eficiente

de satisfacer de forma simultánea una demanda térmica y eléctrica.

A nivel de nomenclatura se puede decir que el término cogeneración es el más extendido, si

bien en el entorno europeo y académico cada vez es más frecuente hablar de poligeneración,

en el sentido de la producción de más de dos formas de energía útil. Así, el calor puede ser

usado de forma directa o bien transformado mediante máquinas de absorción en frío, dando

lugar a la llamada trigeneración, que produce electricidad, calor y frío2. Llega a hablarse

también de cuatrigeneración cuando se da un uso al CO2 emitido, por ejemplo para

intensificar la producción vegetal en invernaderos. Pese a esta diversidad, mayoritariamente

se hablará en este texto de cogeneración, atribuyéndole un sentido genérico.

En cuanto a la potencia eléctrica de la planta existen diversas clasificaciones, estableciendo la

legislación española (RD 616/2007) la microcogeneración para potencia eléctricas inferiores a

50 kW y la cogeneración de pequeña escala para potencias eléctricas inferiores a 1 MW.

Desde el punto de vista de la ubicación del grupo generador eléctrico se distinguen los ciclos

de cabeza y los ciclos de cola. En los ciclos de cabeza el equipo que produce la electricidad

(el trabajo mecánico realmente) es el consumidor del combustible, siendo sus calores

residuales (obtenidos en los humos de escape, agua de refrigeración y aceite) los

aprovechados como calor térmico útil, a través de un intercambiador de calor llamado

frecuentemente caldera de recuperación. En los ciclos de cola el combustible se quema para

producir el uso térmico útil, en algún tipo de horno, siendo convertido el calor residual

(recogido normalmente en sistemas de refrigeración o humos de escape) en electricidad a

partir de un ciclo de vapor. Los ciclos de cabeza son los más frecuentes, si bien existe un

elevado potencial, especialmente en procesos industriales, para los ciclos de cola.

1 En el contexto cotidiano, e incluso tecnológico se habla de “producción de energía”. En aras de la claridad se

empleará ese lenguaje también en este texto, si bien es sabido que la energía no se produce, sino que solamente

se transforma, por lo que lo más exacto sería hablar de “conversión de energía”, tal como se ha hecho en la

definición. 2 En estos casos de poligeneración no es preciso que la producción de todas las formas de energía útil se den de

forma simultánea. Así por ejemplo se habla de trigeneración en un edificio cuando produce frío en verano para

climatización y calor en invierno para calefacción.



En cuanto al combustible, el gas natural el mayoritario (76%), seguido del fuelóleo y gasóleo

(18%) y del gas de refinería (4%)(1)

. En el contexto actual siempre se vincula la cogeneración

con los combustibles fósiles, y especialmente con el gas natural. Sin embargo, es posible hoy

día tecnológicamente alimentar los grupos con energías renovables, como biogás procedente

de vertederos o de gasificación de biomasa sólida. En este sentido se puede entender la

cogeneración como una forma de producción eléctrica de transición, basada hoy día en los

combustibles fósiles y preparada para consumir combustibles renovables en el futuro.

1.2. Configuraciones

La manera de disponer los equipos de cogeneración depende en primer lugar del acoplamiento

a la demanda térmica (ciclo de cabeza o de cola), y además de la tecnología concreta a

emplear. La Figura 1/1 muestra las dos alternativas para producir electricidad y calor: la

convencional, es decir, la producción separada, y la que emplea cogeneración, ya sea

mediante ciclo de cabeza o de cola.

Fig. 1/1. Producción convencional frente a producción en cogeneración.

En la Figura 1/1 se ha introducido el concepto de generador térmico como aquel que entrega

el calor útil y el de generador eléctrico, como aquel que entrega la electricidad producida. El

nexo de unión entre ambos equipos lo constituye la caldera de recuperación, que es un

CICLO DE COLA

Q V

E

Q

E

V

Q

V

E

CICLO DE CABEZA

PRODUCCIÓN SEPARADA

DE CALOR Y ELECTRICIDAD

Caldera de

recuperación

Caldera de

recuperación

Generador eléctrico

Generador térmico


Generador térmico

Generador térmico




intercambiador de calor que transfiere el calor residual de un generador (térmico/eléctrico) al

otro (eléctrico/térmico) según el tipo de ciclo (cola/cabeza).

En el caso de que el sistema integre trigeneración se requiere la presencia de una máquina de

absorción que transforme el calor producido por la caldera de recuperación en calor útil. Las

máquinas de absorción serán abordadas en detalle en dos capítulos siguientes, pero por el

momento es conveniente saber que son equipos de refrigeración que sustituyen el compresor

mecánico por un compresor térmico cuyo consumo es un calor de alta temperatura. Existen

fundamentalmente dos tecnologías:

Máquinas de agua/bromuro de litio. El fluido refrigerante es agua, por lo que el frío se

ha de producir siempre por encima de 0ºC. Como casi todo el circuito del agua se

encuentra en condiciones de vacío son máquinas muy voluminosas, con grandes

tuberías para reducir las pérdidas de carga. Según sus conexiones internas pueden ser

de simpe efecto, con una eficiencia (COP) entre 0,6 p.u. y 0,7 p.u., o de doble, con

una eficiencia entre 1,0 p.u. y 1,2 p.u.. Las de simple efecto son alimentadas con

calores entre 80ºC y 100ºC y las de doble con calores de temperaturas entre 120ºC y

150ºC. Son las máquinas empleadas fundamentalmente en aplicaciones de

climatización.

Máquinas de amoniaco/agua. El fluido refrigerante es amoniaco, por lo que se puede

producir frío por debajo de 0ºC, estando todo el circuito frigorífico por encima de la

presión ambiente, produciendo máquinas más compactas que las de agua/bromuro de

litio. Su eficiencia depende mucho de la temperatura del frío producido, pudiendo

oscilar entre 0,4 p.u. y 0,7 p.u.. El calor suministrado ha de ser de elevada

temperatura, función de la temperatura de evaporación, estando comprendido entre

100ºC y 180ºC.

En la Figura 1/2 se muestra un esquema para la integración de la trigeneración en un edificio.

En este caso el calor recuperado en la caldera es enviado a cada generador térmico

dependiendo de la estación (verano/invierno). Con el uso de las máquinas de absorción podría

existir una ambigüedad en la determinación del calor útil (V) dependiendo de si se considera

que la máquina de absorción está integrada en la planta de cogeneración, en cuyo caso el calor

útil sería la demanda de frío satisfecha, o si la instalación de cogeneración termina en la

caldera de recuperación, en cuyo caso el calor útil sería el calor en el secundario de la caldera.

Esta ambigüedad queda resuelta en la legislación española(2)

definiendo el calor útil como la

demanda de frío satisfecha si dicho frío se produce a temperaturas superiores a 0ºC

(climatización) o como el calor suministrado a la máquina de absorción en caso contrario (frío

industrial), siempre que éste tenga una temperatura menor de 180ºC.

Con las eficiencias comentadas para las máquinas de absorción el criterio del calor útil dado

en el párrafo anterior pretende incentivar el uso de máquinas de doble efecto en aplicaciones

de climatización y manejar elevadas cifras de calor útil en las aplicaciones de frio industrial,

lo que repercutirá en unos mayores incentivos económicos al integrar las tecnologías de

absorción en la cogeneración.



Fig. 1/2. Ejemplo de trigeneración

Se pueden citar tres tecnologías en generadores eléctricos que cuentan con una madurez más

que probada:

Motores alternativos. Se trata de unidades basadas bien en encendido por compresión

(motores diesel alimentados con fuelóleo o gasóleo) bien en encendido provocado

(alimentadas por gas natural o biogás), existiendo también esquemas duales. Abarcan

desde motores destinados a microcogeneración (5 kWe) hasta grandes unidades (8

MWe). Su característica más significativa es que entregan el calor a diferentes niveles

térmicos, ya sea en los humos de escape, en el agua de refrigeración o en el aceite y

refrigeración del turbo.

Turbinas de gas. Pueden ser diseñadas específicamente para usos industriales o bien

derivadas de turbinas de aviación. Éstas últimas se adaptan mejor al sector de la

cogeneración dadas las limitaciones de potencia que impone el marco regulatorio en

España (50 MWe). Existen unidades para microcogeneración (desde 30 kWe) y

grandes equipos de hasta 50 MWe. Requieren combustibles ligeros, siendo

mayoritario el gas natural. El calor lo entregan a través de los humos de escape que

salen de la turbina entre 400 y 600ºC.

Turbinas de vapor. A diferencia de los otros equipos son máquinas de combustión

externa, es decir, el combustible que emplean se quema en una unidad exterior, no

siendo los gases de escape de dicha unidad el fluido de trabajo de la máquina. Esto les

permite consumir cualquier combustible, siendo además aptas para su empleo como

ciclos de cola, alimentándose con el calor residual de algún proceso. Pueden ser

unidades aptas para la cogeneración de pequeña escala desde 150 kWe hasta unidades

de 50 MWe. Cuando operan como ciclo de cabeza el calor lo entregan en el

condensador, operando así como turbinas a contrapresión; acopladas a ciclos de cola la

turbina suele trabajar en condensación.

E

Q

Máquina de

absorción

Calefacción

y ACS

V (frío)

V (calor)

Caldera

de recuperación


Generador térmico



En los capítulos siguientes se entrará en detalles tecnológicos de los diferentes equipos.

Existen otros equipos que a día de hoy aún no presentan una madurez tecnológica

significativa:

Pilas de combustible. Se trata de dispositivos electroquímicos capaces de convertir de

forma directa la energía química de un combustible en electricidad, aunque al operar

de forma isotérmica liberan calor, que se ve incrementado por las pérdidas. Existen

muchos tipos de pilas de combustible, si bien las de uso comercial3 en cogeneración

son de ácido fosfórico (PAFC), entre 200 y 400 kWe y alimentadas por gas natural.

Algunos fabricantes también las están incorporando a calderas de gas pequeñas,

siendo en este caso de reducida potencia (entre 1 y 5 kWe). Estos equipos no serán

abordados en este texto, pudiéndose encontrar una descripción detallada en(3),(4)

.

Debido a la falta de madurez tecnológica las pilas de combustible presentan unas

inversiones muy elevadas, siendo la cogeneración la única vía para que logren

acercarse a la viabilidad económica.

Motores Stirling. Se trata de unidades en general muy compactas que operan con un

fluido, normalmente gas helio, en ciclo cerrado. Son, por tanto, máquinas de

combustión externa, consumiendo un calor de alta temperatura. Existen fabricantes

que los acoplan a calderas de gas natural, siendo en ese caso el foco de calor la

combustión.

Como se ha mencionado, comienza a haber fabricantes que acoplan pequeñas pilas de

combustible o motores Stirling a calderas de gas natural. Aunque el equipo externamente

pudiese parecer una cogeneración realmente no lo es en tanto que no hay acoplamiento de la

producción térmica con la eléctrica, sino que el combustible alimenta a ambos sistemas en

paralelo: se quema para producir calor y se suministra a la pila o se quema para producir el

calor que alimenta al motor Stirling. Sólo en el caso de que se recuperase calor en la pila o el

motor se podría hablar de cogeneración, pero en ese caso el calor de la caldera no se podría

considerar útil. Se trata más bien de equipos que buscan la penetración de estas tecnologías

(pilas y motores Stirling) normalmente en el sector doméstico buscando el autoconsumo

eléctrico y que más que como equipo de cogeneración tendrían un concepto de caldera

“mixta”, capaz de producir calefacción, ACS y electricidad.

La Figura 1/3 presenta diversas formas de acoplar las tres tecnologías comerciales en los

llamados ciclos de cabeza, es decir, cuando el combustible se suministra al sistema que mueve

el alternador. Sobre la figura se indican unos balances energéticos típicos, asumiendo que un

10% de la energía contenida en el combustible se pierde en los procesos de combustión y que

otro 10% se libera en los humos de escape que suelen expulsarse por encima de los 110ºC

para evitar condensaciones ácidas. Como se ve, una turbina de vapor y una de gas se pueden

acoplar dando lugar a un ciclo combinado, en el que a diferencia de los empleados en las

centrales eléctricas convencionales la turbina de vapor condensa a presión superior a la

atmosférica para así recuperar el calor de la condensación a temperaturas superiores a 100ºC.

Esta operación en contrapresión de la turbina de vapor se da también cuando se emplea en

ausencia de turbina de gas, recuperando el calor útil del condensador.

3 En este contexto se ha de entender “comercial” como las que están disponibles en el mercado, si bien a día de

hoy son muy escasos los fabricantes y no se puede hablar de una madurez tecnológica consolidada.



Q = 1E = 0,2

V = 0,6

0,1

E = 0,3

Q = 1

V = 0,5

0,1

E = 0,3

Q = 1

V = 0,4

0,1

E = 0,1

Turbina vapor a contrapresión Ciclo combinado (turbina de vapor a contrapresión)

Turbina de gas

Motor alternativo

E = 0,4Q = 1

0,1

V aceite = 0,05

V agua = 0,20

V humos = 0,25

Fig. 1/3. Configuraciones de ciclos de cabeza, según tecnologías

La Figura 1/4 presenta el esquema típico de un ciclo de cola. Aunque se da un balance

energético, éste presenta una mayor variabilidad que los dados en la Figura 1/3 debido a que

el rendimiento de la turbina de vapor depende del nivel térmico del calor residual tras la

extracción del calor útil. En la Figura 1/4 se ha supuesto que dicho calor llega a la caldera de

recuperación de la turbina de vapor entre 280 y 300ºC.

En el caso de los ciclos de cola la condensación de la turbina de vapor se realiza por debajo

del ambiente, es decir, a la menor temperatura que permita el foco frío para maximizar así la

electricidad producida, dado que el calor útil ya se ha obtenido en el generador térmico. Aunque los ciclos de cola serán tratados de forma específica en un capítulo posterior conviene

indicar ahora que la tecnología de la turbina de vapor no siempre es la del ciclo de Rankine

que opera con vapor de agua, sino que cada vez toma más auge el empleo de los llamados

ciclos de Rankine orgánicos (ORC), donde en fluido de trabajo es algún tipo de hidrocarburo

(puro o halogenado). Estos ciclos presentan ventajas sobre el convencional de agua, siendo la

principal realizar una mejor conversión de los calores de bajas temperaturas y emplear menos

elementos, y más compactos, que los ciclos de Rankine convencionales. Una peculiaridad es

que se suele escoger el fluido de tal forma que a temperatura ambiente su presión de

condensación sea superior a la atmosférica para evitar así la necesidad de un desgasificador.



Fig. 1/4. Configuración típica de un ciclo de cola

1.3. Oportunidades y riesgos

Como todo proyecto la cogeneración requiere un análisis de viabilidad económica exhaustivo

que tenga en cuenta los flujos de caja y el retorno de la inversión durante la vida del proyecto.

Los ingresos proceden de los ahorros derivados de la energía primaria reemplazada destinada

originalmente a la producción del calor útil y de la energía eléctrica producida, que puede ser

vendida a la red, con el consiguiente ingreso, o bien autoconsumida, con el consiguiente

ahorro. Por el contrario, los gastos vienen dados por el coste de combustible y el

mantenimiento de la instalación. El flujo de caja resultante ha de ser capaz de retornar la

inversión realizada, con la tasa de descuento establecida, en un período de tiempo razonable.

Una vez asegurada la viabilidad económica la cogeneración siempre presenta ventajas para el

propietario, como son el ahorro en la factura energética total, mayor seguridad en el

suministro eléctrico al poder operar en modo isla y la posible revalorización de combustibles

residuales. Todas estas ventajas suponen una mejora en la competitividad del cogenerador.

Sin embargo, el cogenerador no está exento de riesgos, como son la mayor complejidad de la

instalación, nuevas preocupaciones al margen de su proceso productivo principal, demanda de

personal de mantenimiento especializado y riesgo financiero ante la variación de las hipótesis

con las que se hizo el análisis de viabilidad (precios del combustible y de la electricidad

principalmente). Por otra parte, como se verá en un ejemplo, el consumo de energía primaria

en términos absolutos va a aumentar, dado que en la nueva instalación se estará produciendo

una electricidad que antes se compraba directamente como energía final. Los riesgos tanto

tecnológicos como financieros pueden minorarse recurriendo a una empresa de servicios

energéticos (ESE) que se encarga tanto del proyecto como del mantenimiento y la gestión de

la planta satisfaciendo las demandas energéticas del cliente a unos precios competitivos(5)

.

A nivel nacional la cogeneración no presenta más que ventajas:

E = 0,04

V = 0,7Q = 1 0,1

0,16

Ciclo de cola con turbina de vapor en condensación



Ahorro de energía primaria. Como se aprovechan los calores residuales se logra

satisfacer la misma demanda con un menor consumo de combustible, repercutiendo

esto en unas menores emisiones de CO2.

Reducción de pérdidas en la red de distribución. La cogeneración produce energía

eléctrica bajo el paradigma de Generación Distribuida, que supone un acercamiento

del productor al consumidor. Esto no significa necesariamente que el productor

autoconsuma la electricidad producida, sino que en general la inyectará en la red, pero

al hacerlo cerca de los consumidores (polígono industrial o núcleo urbano) las

pérdidas por transporte de la energía se reducen sustancialmente, repercutiendo en un

menor consumo de energía primaria de todo el sistema.

Reducción de emisiones. Ya se ha comentado el ahorro de energía primaria tanto de

forma directa como el derivado de la reducción de las pérdidas de transporte. Ello

supone una reducción no sólo del CO2 emitido, sino de todas las demás emisiones

asociadas a la combustión.

Seguridad del suministro. El ahorro en energía primaria repercute también en una

reducción de la dependencia energética, algo que para España resulta de la mayor

importancia.

Desarrollo de industrias de bienes de equipo para la construcción de los equipos, de

ingenierías para la realización de proyectos y de empresas de servicios energéticos

para la gestión de la planta.

Por todo lo anterior los Gobiernos establecen diversos sistemas de inventivos y primas a la

cogeneración. En España se hace a través del Régimen Especial, que en 2009 supuso una

retribución media a la cogeneración de 85,73 €/MWh(6)

. Como se ve es una cifra comparable

con la tarifa eléctrica industrial y no muy alejada (tan solo un 7% mayor) de la retribución

media de la energía eólica en el mismo período (79,95 €/MWh).

En el corto plazo la cogeneración resulta interesante porque es permite aprovechar de forma

eficiente los combustibles fósiles. A medio plazo presenta la ventaja de establecer un puente

hacia las tecnologías renovables y la generación distribuida en la medida en que genera cerca

del consumidor, permitiendo experimentar los requerimientos de nuevos escenarios de

distribución, y que en el futuro podrá consumir combustibles de origen renovable, como

biomasa sólida previamente gasificada, biogás, biocarburantes, … Sobre las renovables

comparte con la biomasa la peculiaridad de ser gestionable, al poder almacenarse su

combustible y usarse independientemente de factores climatológicos.

Aunque ya se ha dicho y se discutirá nuevamente en la sección dedicada a los criterios de

diseño, no hay que confundir una cogeneración con una central eléctrica. Así, la producción

de calor útil es especialmente importante, dependiendo la rentabilidad de la instalación de

dimensionar siempre ajustando la demanda térmica. Por otra parte, es preciso que dicha

demanda térmica sea estable, siendo por tanto preciso dimensionar para las cargas valle4 con

4 Esto puede modificarse si se recurre al almacenamiento térmico, en cuyo caso se pasa a dimensionar el sistema

por energía en lugar de por potencia.



objeto de mantener el equipo funcionando la mayor parte del tiempo posible. En general la

rentabilidad se logra superando las 5.000 horas de funcionamiento al año5.

Para valorar las ventajas que aporta la cogeneración se plantea el Ejemplo 1/1.

Ejemplo 1/1

Un motor alternativo de gas natural(7)

presenta las prestaciones nominales dadas en la Tabla

1/1. Se quiere adaptarlo a la demande térmica de una industria que opera 3.840 horas al año

con una demanda térmica anual de 12.520 MWh y una eléctrica de 57.600 MWh. Comparar

los flujos energéticos antes y después de introducir la cogeneración.

Tabla 1/1. Prestaciones nominales del motor JMS 620 GS-N.L de GE Jenbacher (Fuente: (7) )

kW %

Consumo de combustible (PCI) 7.148 100,0

Producción eléctrica 3.029 42,4

Producción térmica 3.354 46,9

Humos de escape (enfriados hasta 120ºC) 1.656 23,2

Refrigeración 1.517 21,2

Aceite (baja temperatura) 181 2,5

Con anterioridad a la introducción de la cogeneración el consumo eléctrico es de 57.600

MWh, todo él suministrado por la compañía eléctrica. La demanda térmica del proceso

industrial es de 12.520 MWh que son satisfechos con calderas de gas natural de eficiencia

90% por lo que el consumo energético referido al poder calorífico superior (PCS) resulta:

MWh441.1511,19,0

520.12

Asumiendo que el nivel térmico del agua de refrigeración y de los gases de escape son

adecuados para las demandas del proceso productivo el motor puede ofrecer un calor útil de:

MWh184.12840.3000.1

517.1656.1

Como el calor recuperable del motor resulta inferior a la demanda de la instalación el motor

es adecuado para la aplicación funcionando siempre que hay demanda y sin disipación de

energía. Por tanto, el consumo de gas reemplazado para satisfacer el 97,3% de la demanda es:

MWh027.1511,19,0

184.12

El consumo de gas natural, referido al PCS, del motor será de:

MWh468.3011,1840.3000.1

148.7

5 En caso de no existir prima o ser muy reducida. Con las primas establecidas por el Régimen Especial se logran

proyectos viables a partir de 3.000 horas anuales en el sector industrial.



La energía eléctrica producida por el motor será de:

MWh631.11840.3000.1

029.3

La Tabla 1/2 resume los resultados. Se aprecia que para satisfacer la misma demanda térmica

se requiere consumir más del doble de gas natural. Sin embargo, con ese consumo se logra un

autoabastecimiento de más del 20% de la electricidad demandada. Para analizar la viabilidad

energética de este proyecto es preciso considerar el consumo de energía primaria antes y

después del mismo, así como las emisiones de CO2. La Unión Europea define en la Decisión

de la Comisión 2007/74/CE unas eficiencias normalizadas para determinar el consumo de

energía primaria. En el caso del gas natural considera una eficiencia eléctrica del 52,5% (valor

representativo de un ciclo combinado) y una térmica del 90% (valor representativo de una

caldera convencional). Con esas cifras se obtiene la Tabla 1/3 que refleja un ahorro de energía

primaria de 8.243 MWh anuales, que suponen un ahorro en emisiones de CO2 de 1.682

toneladas anuales6.

Por tanto, queda claro que desde el punto de vista energético la cogeneración resulta viable.

Sería preciso ahora analizar la viabilidad económica, que vendrá influenciada en gran medida

por las horas anuales de uso y las tarifas tanto de electricidad como de combustible. Esto será

analizado con detalle más adelante.

Tabla 1/2. Resumen de resultados del Ejemplo 1/1.

Sin

cogeneración

[MWh]

Con

cogeneración

[MWh]

Demanda térmica del proceso 12.520 12.520

Cubierta de forma convencional 12.520 336

Cubierta con cogeneración 0 12.184

Demanda eléctrica 57.600 57.600

Cubierta de forma convencional 57.600 45.969

Cubierta con cogeneración 0 11.631

Consumo de gas natural (PCS) 15.441 30.882

Tabla 1/3. Consumo de energía primaria (PCI) en el Ejemplo 1/1.

Sin

cogeneración

[MWh]

Con

cogeneración

[MWh]

Demanda térmica del proceso (final) 12.520 12.520

Cubierta de forma convencional (primaria) 13.911 373

Cubierta con cogeneración (primaria) 0 ---

Demanda eléctrica (final) 57.600 57.600

Cubierta de forma convencional (primaria) 109.714 87.560

Cubierta con cogeneración (primaria) 0 ---

Consumo de energía primaria 123.625 115.382

Fin del Ejemplo 1/1

6 Se considera una equivalencia para la combustión del gas natural de 204 g CO2/kWh



2. Parámetros e índices

En este apartado se van a definir los índices más empleados en cogeneración atendiendo a su

significado físico. Muchos de ellos presentan implicaciones legales, por lo que es preciso

matizar con detalle su determinación. Dichos detalles se encuentran recogidos en la Directiva

2004/8/CE, transpuesta en el RD 616/2007, y desarrollados por el IDAE(2)

.

2.1. Eficiencia energética

La definición de los índices de eficiencia energética se realiza con base en la Figura 1/5. En la

producción separada de electricidad se obtienen unos consumos de energía primaria:

refErefE

EQ

(1-1)

refVrefV

VQ

(1-2)

refVrefEref QQQ (1-3)

donde los rendimientos de referencia para la producción separada de electricidad (refE) y de

calor (refV) vienen dadas en la Decisión de la Comisión 2007/74/CE. En el caso del gas

natural son, respectivamente, 52,5% y 90%.

En el caso de la producción mediante cogeneración se define el rendimiento eléctrico (E) y

térmico (V) del grupo como:

Q

EE (1-4)

Q

VV (1-5)

Ambos rendimientos pueden integrarse en el llamado rendimiento global (R):

Q

VER VE

(1-6)

El rendimiento global, en una instalación diseñada para adaptarse a la demanda térmica de

calor útil, arroja cifras muy elevadas, normalmente superiores al 80%, debido a que sólo deja

fuera las pérdidas térmicas. Sin embargo, no es una cifra realista debido a que ni

termodinámicamente ni económicamente el calor útil y la electricidad son comparables.

Para comparar adecuadamente el calor útil y la electricidad surgen dos índices: el ahorro de

energía primaria (AEP) y el rendimiento eléctrico equivalente (REE):



refV

V

refE

Eref

ref

Q

QQAEP

11 (1-7)

refV

V

E

refV

VQ

EREE

1

(1-8)

Fig. 1/5. Notación para la definición de índices energéticos.

Como se deduce a partir de los miembros derechos de las ecuaciones 1-7 y 1-8 ambos índices

dependen de las mismas variables, por lo que existe una relación entre ellos, que viene dada

por:

11

111

AEPREErefEE (1-9)

La legislación española (RD 661/2007) emplea el REE como criterio para poder acceder al

Régimen Especial e incluso para establecer complementos económicos por eficiencia en la

tarifa o prima. De este modo, establece unos valores mínimos que se han de alcanzar en cada

tecnología y según el combustible empleado, dados en la Tabla 1/4.

Q

E

V

QrefV

V

E

PRODUCCIÓN EN COGENERACIÓNPRODUCCIÓN SEPARADA

DE CALOR Y ELECTRICIDAD

QrefE

Qref



Tabla 1/4. Valores mínimos del REE en España (Fuente: RD 661/2007).

Combustible Pote

nci

a

eléc

tric

a

1

MW

Pote

nci

a

eléc

tric

a

> 1

MW

Gas natural y GLP en motores térmicos 49,5 55

Gas natural y GLP en turbinas de gas 53,1 59

Combustibles líquidos en centrales con calderas 44,1 49

Combustibles líquidos en motores térmicos 50,4 56

Biomasa agraria, forestal o industrial 27 30

Biogas, estiércol o biocarburantes 45 50

Otros combustibles 53,1 59

Conviene notar que los índices energéticos se calculan a partir de energías, y no de potencias.

En cuanto a las energías se ha de tener especial cuidado con la determinación del calor útil.

Tan es así que la Administración ha establecido una Guía explicativa de su cálculo(2)

. Es

especialmente importante darse cuenta de que el calor útil no es la oferta térmica

aprovechable del grupo cogenerador, sino solamente la que es aprovechada en la instalación

en la que éste se integra. Así, podría darse el caso de tener que disipar a un foco frío parte del

calor aprovechable del grupo, bien porque la demanda del proceso no sea suficiente o bien

porque la calidad del calor disponible en el motor no sea la adecuada (esta es una situación

típica en motores alternativos donde el agua de refrigeración no excede los 90ºC). Esto

origina que el rendimiento térmico real del grupo realmente varíe entre 0 (no habría

cogeneración) y el valor nominal, afectando así al rendimiento eléctrico equivalente. Es por

ello que la legislación española establece un valor mínimo del REE, lo que equivale a

establecer un mínimo rendimiento térmico real del grupo cogenerador.

Por otra parte, los valores de electricidad y calor útil han de ser los mismos en el grupo

cogenerador y en la producción separada de referencia.

En cuanto al ahorro de energía primaria la legislación española no lo emplea, por el momento,

como base de cálculo de incentivos económicos, si bien todo parece indicar que se está

gestando una reglamentación sobre certificados de garantía de origen que atribuiría algún tipo

de distinción a las cogeneraciones de alta eficiencia. Por el momento lo que sí se hace es

identificar estas cogeneraciones. Se entiende por cogeneración de alta eficiencia (Directiva

2004/8/CE):

Cuando el AEP sea positivo en cogeneraciones de pequeña escala (potencia inferior a

1.000 kWe) y microcogeneraciones (potencia inferior a 50 kWe).

Cuando el AEP sea superior al 10% en cogeneraciones de más de 1.000 kWe.

Dada la relación entre el AEP y el REE establecida por la ecuación 1-9 se pueden determinar

los mínimos valores de rendimiento eléctrico equivalente que garantizan el calificativo de alta

eficiencia para una cogeneración, si bien éstos dependen de cada grupo al aparecer en la

ecuación 1-9 el rendimiento eléctrico del grupo. La Figura 1/6 representa unos casos

habituales para turbinas de gas, apreciándose que para máquinas pequeñas el REE mínimo

establecido por el Régimen Especial es consistente con el límite de AEP positivo; en



máquinas grandes la calificación de alta eficiencia supone un REE mínimo algo mayor que el

exigido por el Régimen Especial (61,2% frente a 59%).

El Ejemplo 1/2 muestra un caso de evaluación de índices energéticos.

Fig. 1/6. Relación entre el REE y el AEP en turbinas de gas.

Ejemplo 1/2

Determinar los índices de eficiencia del motor alternativo dado en el Ejemplo 1/1.

A partir de los resultados de dicho ejemplo se determinan los siguientes valores:

Energía primaria sin cogeneración: MWh692.359,0

184.12

525,0

631.11refQ

Energía primaria con cogeneración: MWh449.2711,1

468.30Q

Calor útil: MWh184.12V

Energía eléctrica cogenerada: MWh631.11E

Por tanto:

%8,86449.27

12.18411.631R

%6,83

9,0

184.12449.27

11.631REE

%1,23692.35

449.2735.692AEP

%4,42449.27

11.631E



%4,44449.27

12.184V

Por tanto, se trata de una cogeneración de alta eficiencia. Por el diseño que se ha realizado,

adaptando el motor a la demanda térmica, se ha logrado que el rendimiento térmico y

eléctrico de la instalación coincidan con los nominales, es decir, no se ha disipado calor.

Obsérvese que en el cálculo de los índices la electricidad viene impuesta por el motor, que en

este caso es menor que la demandada. Es decir, el AEP (valor porcentual) no se puede

calcular con las energías primarias dadas en la Tabla 1/3 (daría un 6,8%), aunque si dicho

ahorro se expresa en términos absolutos (8.243 MWh/año) sí es válida dicha tabla.

Fin del Ejemplo 1/2

2.2. Emisiones

A nivel de emisiones se puede determinar el ahorro de emisiones de CO2, si bien carece de

repercusión legal por el momento. En términos absolutos basta multiplicar la energía primaria

(Q) por un valor dependiente del combustible. En el caso del gas natural suele tomarse 204 g

de CO2 emitidos por cada kWh liberado en la combustión (respecto a PCI).

Dado que las emisiones de CO2 están unidas a la energía primaria es evidente que las

emisiones evitadas, en términos porcentuales, coinciden con el AEP.

3. Criterios de diseño

3.1. Ajuste a la demanda eléctrica

En los primeros desarrollos de la cogeneración (década de los 80), ésta se planteaba con

posibilidades reales de operar en isla o al menos con elevadas tasas de autoconsumo eléctrico.

Incluso en las primeras legislaciones se exigía un cierto nivel de autoconsumo (al menos a

nivel de balance energético, aunque se evacuase a la red toda la electricidad producida). Este

tipo de diseño, pensado para satisfacer toda o gran parte de la demanda eléctrica, produce

grupos muy grandes con elevados consumos de combustible. Es por ello que en estos diseños

es preciso buscar una tecnología con una relación calor recuperable a electricidad menor que

la de la demanda pero lo más similar posible con objeto de asegurar unos ingresos por

combustible no gastado en la preparación separada del calor demandado.

Como se verá más adelante, el riesgo de este criterio radica en que si la tarifa eléctrica o prima

no está indexada al precio del combustible puede ocurrir que un grupo rentable en el momento

de la construcción, con precios bajos de combustible, deje de serlo si el precio del

combustible comienza a subir y no es acompañado por la actualización de las tarifas

eléctricas. Es por ello que la legislación actual, tanto comunitaria (Directiva 2004/8/CE) como

española (RD 616/2007 y RD661/2007) insisten en la necesidad de diseñar adaptándose a la

demanda térmica, no sólo estableciendo unos valores mínimos del REE sino incentivando

económicamente tener REE lo más altos posible, lo que equivale a maximizar el rendimiento

térmico.



Por tanto, si es obligado aplicar este criterio, siempre se ha de tener en cuenta la demanda

térmica, para lo cual es preciso recurrir a equipos de la máxima relación calor recuperable a

electricidad que sea menor que la de la instalación.

Es conveniente insistir en que una cogeneración no es una “minicentral” eléctrica, sino que es

un equipo que produce simultáneamente calor y electricidad y al calor hay que darle su

importancia, sin relegarlo a una mera excusa para poner una central eléctrica que evacue a la

red para recibir las primas del Régimen Especial.

3.2. Ajuste a la demanda térmica

Se trata del criterio más eficiente y que mejor aprovecha las potencialidades del combustible.

Tan es así que en la legislación española (RD 661/2007) se ha anulado la exigencia de un

autoconsumo eléctrico mínimo, quedando éste reservado para aquellas instalaciones con bajo

nivel de incentivo, como pueden ser los ciclos de cola.

El diseño por demanda térmica supone elegir un grupo que disponga de un calor recuperable

lo más alto posible y siempre inferior al calor útil de la demanda. Nótese que el calor útil (V)

que entra en las ecuaciones de los índices siempre es el satisfecho, de modo que si el grupo

produce más calor recuperable que no se puede acoplar a la demanda hay que disiparlo,

reduciéndose así el rendimiento térmico de la instalación, y con ello el REE.

En este criterio la relación calor recuperable a electricidad del grupo ha de ser lo menor

posible en el caso de disponer de punto de evacuación a red. En caso de plantear una

operación en isla (por aplicaciones especiales tales como necesidad de garantizar el

suministro en instalaciones especiales) la relación no deberá de ser más baja que aquella que

determine la demanda eléctrica del consumo.

La Figura 1/7 ilustra los efectos de los dos diseños expuestos. En ella se está representando la

ecuación 1-8 de modo que en cada recta el valor de REE se mantiene constante. Se ha

particularizado para el motor del Ejemplo 1/1 que tiene un rendimiento eléctrico nominal de

42,4% y uno térmico (humos de escape y agua de refrigeración) de 44,4%. La demanda

térmica de la instalación coincide con la energía térmica recuperable del motor (3173 kW):

Caso A. Diseñando por demanda térmica se está trabajando en el punto nominal del

motor, aprovechando todo su calor recuperable. La producción eléctrica es 3.029 kW y

el consumo de combustible 7.148 kW. Al ser éste el punto nominal el REE toma el

máximo valor posible (83,6%).

Caso B. Se dispone de un motor de la familia del anterior, con el mismo rendimiento

térmico y eléctrico pero mayor potencia. Como la potencia es mayor, es preciso dispar

calor aprovechable para satisfacer la misma demanda, con lo que el rendimiento

térmico se reduce, manteniéndose constante el eléctrico (la energía eléctrica no tiene

límite siempre que haya una línea de evacuación). En el caso representado se ha

elegido un REE del 70% con lo que el rendimiento térmico se ha reducido al 35,5% de

donde el consumo de combustible pasa a ser de 8938 kW y la energía eléctrica

producida de 3.790 kW. Es decir, ha aumentado la producción eléctrica pero también

el consumo de combustible, manteniéndose igual el calor útil.

Caso C. Es similar al B, pero llevado al extremo, es decir, aplicando el criterio de

ajuste por electricidad. Se aplica el mínimo REE permitido (55%) con lo que el



rendimiento térmico resulta de 20,6% y por tanto el consumo de combustible de

15.403 kW (más del doble del caso A); la producción eléctrica también se duplica:

6.531 kW.

Fig. 1/7. Ilustración de criterios de diseño para motores alternativos de potencia superior a 1 MWe.

3.3. Recomendaciones

La Figura 1/7 ha dejado claro que el mejor diseño es el ajuste a la demanda térmica dado que

permite aprovechar al máximo las prestaciones nominales del grupo. Por tanto, una vez

establecida la potencia térmica recuperable buscada es preciso determinar la tecnología

deseada (motor alternativo, turbina de gas o de vapor). Esto dependerá de factores técnicos y

económicos(8)

. Entre los primeros destacan:

Nivel térmico del calor demandado. Las turbinas de gas son las que suministran calor

recuperable a mayor temperatura; los motores alternativos entregan varios niveles

térmicos y las turbinas de vapor entregan el calor a temperatura constante.

Frecuencia de los arranques. Los motores alternativos tienen tiempos de arranques

bajos, al igual que las turbinas de gas, pero éstas no soportan bien arranques

frecuentes. Las turbinas de vapor son lentas arrancando.

Disponibilidad de combustible y tipo del mismo. Los motores alternativos pueden

emplear combustibles gaseosos y líquidos pesados; las turbinas de gas combustibles

limpios, gaseosos y líquidos ligeros; las turbinas de vapor son las indicadas para

combustibles residuales.



Disponibilidad. Los motores alternativos son los que más mantenimiento requieren,

alcanzando disponibilidades entre el 80 y 90%; las turbinas de vapor son las más

robustas con disponibilidades entre el 90 y 95%, similares a las turbinas de gas, si bien

en éstas se reduce apreciablemente por servicio intermitente.

Entre los criterios económicos destacan:

Inversión específica. La más elevada es la de las turbinas de gas, seguida de los

motores, siendo la más reducida la de las turbinas de vapor. Para 5 MWe se pueden

manejar 1.200 €/kWe para turbinas de gas, 1.000 €/kWe para motores y 440 €/kWe

para turbinas de vapor.

Período de construcción. En el caso de motores y turbinas de gas es comparable,

situándose entre 9 meses y 2 años; en turbinas de vapor se sitúa entre 2 y 3 años.

Vida útil. La más reducida es la de las turbinas de gas, entre 15 y 20 años, siendo

menor con operación intermitente; los motores alternativos están entre 15 y 25 años y

las turbinas de vapor entre 25 y 35 años.

Gastos de mantenimiento. A título orientativo y para máquinas de 5 MWe se pueden

establecer en 10 €/MWhe para motores alternativos; 7 €/MWhe para turbinas de gas y

5 €/MWhe para turbinas de vapor.

El siguiente aspecto a tener en cuenta es el factor de capacidad, es decir, el porcentaje de

tiempo que va a operar anualmente el motor. Debe ser cuanto más alto mejor, debiendo

superar 3.000 horas al año, con carácter general. Siempre que se pueda el grupo ha de estar

funcionando, de modo que si no existe demanda térmica es preferible parar el grupo que tener

que disipar calor u operar a carga parcial. Este criterio es determinante para la viabilidad

económica. Según el sector en el que se trabaje este criterio se puede lograr de formas

diferentes:

En el sector industrial y servicios, con muchas horas de uso y demandas estables, se

puede dimensionar los equipos “por potencia”, es decir, planteando grandes

instalaciones que de forma instantánea cubran la demanda.

En el sector residencial, caracterizado por demandas muy variables horariamente, es

preciso dimensionar los equipos “por energía”, es decir, planteando instalaciones

pequeñas que funcionan permanentemente (solo paran por mantenimiento) y cuyo

calor aprovechable es almacenado para ser entregado a la demanda cuando ésta lo

requiera. Esta técnica podría ser aplicable también a los otros sectores si tuviesen bajas

horas de uso.

Aunque por seguridad en todas las plantas se coloca un refrigerador tipo aerotermo para

disipar excedentes de calor aprovechable esta es una situación que ha de evitarse a toda costa

(recuérdese lo discutido sobre el dimensionamiento por demanda térmica). Para evitar

disipaciones de calor, y especialmente si se aprecia cierta variabilidad en la demanda térmica,

el grupo se ha de dimensionar para satisfacer la demanda valle, salvo que se dote a la

instalación de algún almacenamiento térmico.



4. Situación en España

4.1. Evolución histórica

La cogeneración en España se inicia en 1980 con la Ley 82/1980 de Conservación de la

Energía que obligaba a las compañías eléctricas a adquirir la energía vertida a la red por las

plantas de cogeneración. A partir de 1986 se verifica un desarrollo significativo de la

cogeneración tanto por el apoyo de la Administración como por el desarrollo tecnológico y la

expansión de la red de gasoductos(9)

. En el marco del Plan Energético Nacional de 1990 se

publica el RD 2366/1994 sobre el régimen especial donde las cogeneraciones aparecen ya

catalogadas en un grupo específico(9)

.

El marco legal actual se deriva de la Ley 54/1997 del sector eléctrico desarrollada en cuanto

al régimen especial por los ya derogados RD 2818/1998 y RD 436/2004 y por el RD

661/2007 vigente actualmente.

Un cambio conceptual importante del RD 661/2007 se deriva del Real Decreto Ley 7/2006 en

el que se elimina la necesidad de autoconsumo eléctrico, dejando así abierta la vía al diseño

por demanda térmica, de mayor eficiencia. Hasta ese momento se orientaba la cogeneración

hacia elevados autoconsumos, resaltando su papel de seguridad en el suministro para el

cogenerador, que se entendía como un autogenerador. Además, hasta el RD 661/2007 no

existía una indexación eficaz de la tarifa al precio del combustible. La necesidad de elevado

autoconsumo eléctrico provocaba diseños por demanda eléctrica que ya se ha explicado que

eran ineficientes; por otra parte, la no indexación de la tarifa al precio del combustible hizo

que con el encarecimiento de éste muchas cogeneraciones dejasen de ser viables y tuviesen

que parar.

El RD 436/2004 corrigió en parte la situación, pero no lo suficiente. Fue con el RD 661/2007,

desarrollado tras la Directiva 2004/8/CE y que se traspuso en el RD 616/2007 cuando se

estableció un marco garantista y de decidido fomento de la cogeneración en España, como se

explicará más adelante. En resumen, se puede decir que hasta 2007 la historia de la

cogeneración es España tuvo luces y sombras, con períodos de fuerte crecimiento y otros de

estancamiento. Las razones principales para las malas experiencias de la primera mitad de la

década de 2010 se encuentran en el fomento de diseños por REE mínimo y en insuficiente

indexación de las tarifas al combustible. Ambas deficiencias fueron solventadas de forma muy

eficiente por el RD 661/2007, lo que ha permitido la instalación de nuevas plantas (moderada

por la situación de crisis económica) y sobre todo la operación de las que estaban paradas.

La Figura 1/8 recoge la evolución de la potencia instalada cada año en la década de los 1990 y

de 2000. Se aprecian los vaivenes acaecidos hasta el año 2000, el claro descenso hasta 2004 y

el repunte en 2007. En la Figura 1/9 se muestra la energía vendida cada año en cogeneración

en el mismo período. Esta gráfica ha de interpretarse con cautela pues hasta 2007 existía

obligación de autoconsumo, pero pese a ello se aprecia el auge en la década de 1990, el

estancamiento en la primera mitad de la de 2000, la caída hasta 2006 y el auge a partir de

entonces.

4.2. Estado actual y potencial

La Figura 1/10 muestra el mix de energía vendida en el Régimen Especial en España en 2009,

ocupando la cogeneración el 27,5% con 21.503 GWh que suponen un 8,56% de la demanda

en barras de central. La potencia instalada a finales de 2009 es de 6.067 MW, por debajo del



horizonte de 8.400 MW previsto en el Plan de Acción de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia

Energética para España (E4) para 2012.

Por potencia instalada en 2009 la cogeneración de pequeña escala supone el 2,6% del total; el

rango de 1 a 10 MW aglutina al 36,5%; el de 10 a 25 MW el 30,5%; el de 25 a 50 MW el

19%, quedando el resto por encima de 50 MW. Por sectores en 2006 la electricidad

cogenerada por la industria papelera suponía el 22% de toda la cogenerada en ese año; el 15%

en el refino; el 13% en química y el 10% en alimentación. En ese año la electricidad

cogenerada por el sector servicios supuso el 6% del total(1)

.

Fig. 1/8. Potencia instalada en cogeneración anualmente. (Fuente: (6) )

Fig. 1/9. Energía vendida en cogeneración anualmente. (Fuente: (6) )

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

MW

Año

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

GW

h

Año



Fig. 1/10. Energía vendida en Régimen Especial en 2009 en España. (Fuente: (6) )

Un estudio llevado a cabo por el IDAE(9)

en 2007 estima el potencial de la cogeneración en

España en 2020 en 27.291 MW, aglutinando el tratamiento de residuos del sector primario el

9,8%; el sector residencial y terciario el 35,6% y el industrial y de refino el 54,6%. Por tanto,

el sector industrial es el que más potencial presenta, siendo muy significativo el sector

residencial y terciario, que será tratado de forma específica en un capítulo posterior.

Las cifras de potencial tecnológico se refieren a la potencia instalable. Sin embargo, no

pueden entenderse adecuadamente al margen del grado de penetración de la cogeneración en

los diferentes sectores. Así, pese a que el sector industrial presenta el mayor potencial, su

grado de penetración es el más alto (29,9% en 2004); la situación opuesta ocurre con el sector

terciario y residencial, que con un potencial de 9.703 MW tan solo presentaba un grado de

penetración del 3% en 2004; el sector primario está en una situación intermedia al presentar

el potencial más bajo pero con una penetración en 2004 del 20%.

Puede concluirse, por tanto, que aunque hasta ahora la cogeneración se ha desarrollado

mayoritariamente en el sector industrial, aún existen oportunidades en el mismo (es decir, el

estancamiento hasta 2007 no se debía a una saturación del mercado). Por otra parte, el mayor

crecimiento de la cogeneración en el medio y largo plazo se ha de dar en el sector residencial

y de servicios a través de la microcogeneración, cogeneración de pequeña escala,

trigeneración y redes de distrito.

4.3. Marco regulatorio

El marco regulatorio existente actualmente en España es el RD 661/2007 que regula el

Régimen Especial y cuyas características más significativas son explicada a continuación. Es

de destacar la vocación de esta legislación en el ámbito de la cogeneración (también se

encarga de las renovables) por subsanar las deficiencias de los anteriores marcos y dar

respuesta a los nuevos retos. Así, en el primer aspecto cabe destacar:

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

COGENERACIÓN SOLAR EÓLICA HIDRÁULICA BIOMASA RESIDUOS TRAT.RESIDUOS

GW

h



Indexación de las tarifas al precio del combustible y a la inflación, estableciendo

actualizaciones automáticas de las tarifas y primas que pueden ser anuales en los

combustibles menos volátiles o incluso trimestrales en el caso del gas natural.

Fomento de la eficiencia incrementando las primas y tarifas tanto más cuanto mayor

exceda el REE al mínimo establecido.

Elimina la obligación del autoconsumo eléctrico mínimo (ésta fue eliminada realmente

en el RD Ley 7/2006).

Estableciendo escalones en las tarifas y primas según los rangos de potencia, dando un

decidido apoyo a la microcogeneración y cogeneración de pequeña escala.

Incentivando el adecuado uso de máquinas de absorción al definir el calor útil en su

demanda de calor o en su producción de frío, según sus prestaciones posibles.

En cuanto a la adecuación a los nuevos retos caben destacar las medidas específicas que

establece para el sector de la edificación (residencial y terciario) adaptándose a sus

peculiaridades. Estas medidas serán analizadas exhaustivamente en un capítulo específico.

La Tabla 1/5 recoge las tarifas y primas vigentes a 1 de enero de 2010 para las cogeneraciones

del grupo a.1.1 (las que emplean gas natural). Puede apreciarse la adecuación de los

incentivos a la economía de escala y madurez tecnológica, dando el mayor impulso a la

cogeneración de pequeña escala. A modo de ejemplo, la retribución media a la cogeneración,

incluyendo tarifa y prima, en 2009 fue de 85,73 €/MWh(6)

.

Tabla 1/5. Tarifas y primas para cogeneraciones que empleen gas natural a 1 de enero de 2010 (Fuente: Orden

ITC/3519/2009)

Potencia Tarifa regulada [€/MWh] Prima de referencia [€/MWh]

P 0,5 MW 127,166 -

0,5 < P 1 MW 104,352 -

1 < P 10 MW 81,381 34,076

10 < P 25 MW 77,026 28,033

25 < P 50 72,866 24,884

Una novedad en el marco regulatorio es la introducción del denominado “complemento por

eficiencia”, definido como:

CnREE

1

REE

11,1Com_efi

min

(1-10)

donde REE es el rendimiento eléctrico equivalente de la instalación, REEmin es el valor

mínimo establecido, dado en la Tabla 1/4 y Cn coste de la materia prima calculada de acuerdo

con la formulación recogida la Orden ITC/1660/2009 que para el primer trimestre de 2010

(Resolución del MITC de 7 de abril de 2010) fue de 18,133 €/MWh. En el caso del motor

analizado en el Ejemplo 1/2, con un REE de 83,6% y REEmin de 55% resulta un complemento

por eficiencia de 12,407 €/MWh, es decir, un incremento en la tarifa (3 MWe) de más del

15% o de más del 36% en la prima. Nótese que en el caso de diseñar por demanda eléctrica



(REE mínimo) este complemento sería nulo. Por tanto, el marco regulatorio no prohíbe

diseñar por demanda eléctrica, pero incentiva decididamente diseñar por demanda térmica.

La otra gran novedad del marco regulatorio es la actualización automática de tarifas (y

primas), que en el caso del grupo a.1.1 (gas natural) es trimestral y en función tanto del IPC

como del precio del combustible. La expresión de la actualización viene dada por:

1,,

,

,,

,,,,

1

,,

11

111

nti

ti

r

nti

ntFnti

n

n

r

rB

r

rAr

Pv

Pv

ntr

(1-11)

donde:

: Tarifa en el trimestre n+1

: Tarifa en el trimestre n

A : Constante dependiente del combustible y de la potencia.

B : Similar a “A”

: Tasa de inflación trimestral (IPC) en el trimestre n

: Tasa de crecimiento nominal trimestral del gas natural en el trimestre n

: Tasa de crecimiento real trimestral del gas natural en el trimestre n

: Incremento del IPC en el trimestre ( )

Desde el punto de vista de planificación, es decir, cuando se lleva a cabo un análisis de

rentabilidad de un proyecto, se suele suponer una tasa de inflación y de crecimiento del precio

del gas natural constantes, con lo que el término afectado por el coeficiente B es nulo. Para

llevar a cabo tal estudio de viabilidad es preciso obtener las tasas nominales trimestrales a

partir de las anuales supuestas:

xtx rr 114

, (1-12)

donde “x” representa “F” para el combustible o “i” para la inflación. Con estas hipótesis la

ecuación (1-11) pasa a ser:

r

titFtiti

tFti

n

n rrArr

rAr

Pv

Pv

,,,

,

,,

1 111

111 (1-13)

De este modo, conocida la tarifa al inicio del proyecto, Te0 , y las producciones de electricidad

de cada trimestre, Ei , se tendrán unos ingresos en el año k-ésimo por venta de electricidad:

4

1

4,

40 1_1

i

kitF

kieik refiComrTEVE (1-14)

1nPv

nPv

n,t,ir

n,t,Fr

n,t,rr

t,ir 1n,t,in,t,i rr



Evidentemente, este marco será modificado con el paso del tiempo, pero es de esperar que se

haga acorde con el grado de cumplimiento de las expectativas de los Planes de Ahorro y

Eficiencia y con la madurez de la tecnología. De hecho, el artículo 44.3 establece:

“Durante el año 2010, a la vista del resultado de los informes de seguimiento

sobre el grado de cumplimiento del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-

2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), así

como de los nuevos objetivos que se incluyan en el siguiente Plan de Energías

Renovables para el período 2011-2020, se procederá a la revisión de las tarifas,

primas, complementos y límites inferior y superior definidos en este real decreto,

atendiendo a 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 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, a partir de entonces, se realizará una nueva revisión

manteniendo los criterios anteriores.”

Como se ha explicado antes, en 2010 no se ha cubierto los objetivos establecidos en la E4 y a

fecha 1 d enero de 2011 aún no se ha publicado la revisión del marco regulatorio.

5. Análisis de viabilidad económica

En otros temas del Módulo se exponen con detalles los diferentes índices de valoración de

proyectos, por lo que no se va a ahondar más en ello. En este apartado simplemente se van a

establecer unos métodos aproximados que si bien tienden a sobreestimar la rentabilidad

permiten obtener unos números rápidos del proyecto, que han de ser después matizados

convenientemente con el análisis completo de rentabilidad al amparo del marco legal vigente

en cada momento. De igual modo, se van a establecer en este apartado los diversos

componentes del flujo de caja de un proyecto de cogeneración.

Los ingresos del proyecto se establecen a partir de la energía eléctrica vendida y de los

ahorros derivados de la planta. Con carácter general7, se deberá vender la energía eléctrica

cogenerada siempre que la tarifa de compra establecida por el mercado (Régimen Especial)

supere a la de venta del mercado ordinario a la instalación donde se única la cogeneración

(coste del suministro eléctrico)8. Evidentemente, habrá que respetar las restricciones de

autoconsumo eléctrico si las hubiera, aunque la evolución del pensamiento de la

Administraciones parece dejar claro que no se volverán a imponer. Los ahorros derivados de

la cogeneración se deben al gasto que se ha dejado de producir al reemplazar la energía

destinada a la producción del calor útil (siempre) y a la energía eléctrica que se deja de

comprar (en el caso de tener un cierto nivel de autoconsumo).

Los gastos están constituidos por el combustible consumido y las operaciones de

mantenimiento establecidas. En cuanto al combustible, es preciso recordar que el gas natural

se tarifica según el poder calorífico superior, mientras que los índices energéticos se expresan

referidos al poder calorífico inferior. La relación entre ambos es de 1,11.

7 Una excepción puede ser el caso de elevados costes o trámites para acceder al punto de evacuación a red o bien

determinadas instalaciones que por condicionantes estratégicas tengan exigencias de garantizar el suministro

eléctrico (aeropuertos, centros de comunicaciones, hospitales, …). 8 En el RD 661/2007 el incentivo para el uso de energías residuales y de ciclos de cola no resulta muy elevado,

por lo que puede resultar más interesante en estas instalaciones recurrir al autoconsumo eléctrico, pasando a

generar un ingreso en forma de ahorro de energía eléctrica.



El margen bruto (MB) se define como la diferencia entre los ingresos (V) y los gastos (P):

PVMB (1-15)

El margen neto (MN) considera la amortización (A) obtenida a partir de la inversión (INV) y la vida

del proyecto (N):

AMBN

INVPVMN (1-16)

En cuanto al flujo de caja (FC), lo correcto es calcularlo restando al margen bruto los

impuestos (T), si bien para unos primeros números suele ser frecuente evaluarlo directamente

como el margen bruto:

MNtT (1-17)

AttMBAPVtPVTMBFC 1 (1-18.a)

PVMBFC (1-18.b)

donde “t” suele ser del 36%. De forma simplificada (sin tener en cuenta ni la tasa de

descuento ni las variaciones de los costes y tarifas con el tiempo) se pueden definir los típicos

índices de rentabilidad:

INVFCNVAN (1-19)

FC

INVPR (1-20)

INV

FC

TIR

TIR

N

1

11

(1-21)

donde el TIR puede obtenerse de forma simplificada como el margen neto dividido por la

inversión, conocido como “rentabilidad”.

Como se ha dicho, las ecuaciones (1-19) a (1-21) representan una simplificación que sólo ha

de utilizarse para obtener unos primeros números groseros, siendo preciso llevar a cabo un

análisis de viabilidad exhaustivo en los términos explicados en el primer módulo del curso y

teniendo en cuenta las tarifas y sus actualizaciones establecidas por el marco regulatorio.

Seguidamente se plantea un ejemplo de aplicación de las ecuaciones anteriores, que será

desarrollado de manera rigurosa y formal en el Caso Estudio.

Ejemplo 1/3

Realizar un estudio simplificado de rentabilidad del motor de cogeneración considerado en el

Ejemplo 1/1. Se considerará una inversión de 2,1 M€, un precio del gas natural de 40 €/MWh

y unos costes de mantenimiento de 2,39 €/MWh.



Los flujos energéticos fueron obtenidos en el Ejemplo 1/1, resumidos en la Tabla 1/2.

Asumiendo una tarifa eléctrica de venta al Régimen Especial de 86 €/MWh (similar a la

media obtenida en 2009(6)

resultan unos ingresos:

añoV /€343.601.140027.1586631.11

Los gastos:

añoP /€518.246.139,2631.1140468.30

Por tanto:

añoañoañoMB /€825.354/€518.246.1/€343.601.1

añoMN /€825.24920

000.100.2825.354

añoFC /€888.264825.24936,0825.354

Finalmente:

añosPR 9,7888.264

000.100.2

%1,11000.100.2

888.264

1

11

20

TIR

TIR

TIR

Se obtiene, por tanto, una rentabilidad razonable. Estos valores, no obstante, serán afinados en

el Caso Estudio. Con objeto de ilustrar la necesidad del Régimen Especial se repiten de nuevo

los cálculos pero operando el grupo cogenerador 7.500 horas al año en lugar de 3.840 horas.

En esta nueva hipótesis, además, se supone que toda la energía cogenerada se va a

autoconsumir, siendo la tarifa eléctrica de compra de la instalación de 75 €/MWh. Los nuevos

números son:

añoV /€744.877.2840.3

500.740027.1575631.11

añoP /€605.434.2840.3

500.739,2631.1140468.30

añoañoañoMB /€139.443/€605.434.2/€744.877.2

añoMN /€139.33820

000.100.2139.443

añoFC /€409.321139.33836,0139.443

Finalmente:

€179.328.4000.100.220409.321 VAN

añosPR 5,6409.321

000.100.2

€760.197.3000.100.220888.264 VAN



%2,14000.100.2

409.321

1

11

20

TIR

TIR

TIR

Se aprecia que al aumentar el número de horas de uso del grupo cogenerador se logra

rentabilidad incluso sin necesidad de vender la electricidad a un precio subvencionado. La

tarifa eléctrica industrial considerada ha sido bastante conservadora para situarla claramente

por debajo de la media lograda en el Régimen Especial para cogeneración en 2009.

Fin del Ejemplo 1/3

Los resultados anteriores muestran que cuando el uso del grupo cogenerador es masivo (7.500

horas al año en el ejemplo) podría ser viable esta tecnología en escala industrial en régimen de

autoconsumo sin necesidad de recurrir a tarifas subvencionadas. Nótese que el término

“autoconsumo” en el Ejemplo 1/3 significa que el diseño se hace por demanda térmica y se

autoconsume la electricidad cogenerada, sin pretender en ningún momento que ésta alcance

una cierta cuota mínima. Sin embargo, existen dos causas que hacen que con el nivel de

inversión requerido por los grupos actualmente sea preciso un régimen de tarifas

subvencionadas:

Las horas de uso en una industria tipo pueden ser bastante inferiores a la operación en

tres turnos y fines de semana. Así, una operación en 2 turnos, excluidos sábados y

domingos y considerando 5 semanas de vacaciones arrojan 3.760 horas anuales.

Las economía de escala hacen que los equipos de microcogeneración y cogeneración

de pequeña escala tengan inversiones específicas (€/kW) mayores.

El ejemplo 1/3 sólo ha de tomarse como referencia ilustrativa. El detalle del análisis de

viabilidad teniendo en cuenta el encarecimiento de los costes y los fuertes incentivos al acudir

a la tarifa regulada será realizado en el Caso Estudio. Pese a estas imprecisiones sí queda claro

que al menos en el sector industrial la cogeneración está cerca de ser viable económicamente

sin apoyos, pudiendo serlo ya con un número de horas de operación elevadas. Por otro lado,

es de esperar que la cogeneración de pequeña escala y microcogeneración logren estar

próximas a la paridad en la medida en que maduren sus tecnologías y el sistema se implante

masivamente, logrando una reducción considerable en las inversiones.

6. Curva monótona de demanda

Los análisis y recomendaciones realizados en este capítulo son válidos para aplicaciones con

demanda térmica constante. Sin embargo, cuando dicha demanda fluctúe a lo largo del tiempo

es preciso elegir adecuadamente el tamaño del grupo de modo que se logre maximizar la

rentabilidad (o bien se busque otro criterio, como maximizar el ahorro de energía primaria,

…).

El primer paso en estas aplicaciones de demanda variable es determinar lo que se conoce

como curva monótona, que consiste en ordenar la potencia térmica demandada de mayor a

menor según las horas de demanda de dicha potencia. De forma aproximada dicha curva

monótona se puede aproximar por la expresión (1-22) en la que H representa las horas de

operación y a y b son dos coeficientes que pueden ajustarse a partir de las expresiones (1-23)



y (1-24), que representan respectivamente la condición de demanda punta y de energía

térmica demandada anualmente.

HbeaD (1-22)

maxDa (1-23)

max

0)(

H

año dHHDD (1-24)

Una vez determinada la curva monótona de demanda se conocen para un grupo cogenerador

dado (del que se sabe su calor recuperable) las horas de operación en la aplicación de estudio,

a partir de lo que se pueden obtener los índices energéticos o económicos que se quieran

optimizar. El Ejemplo 1/4 ilustra la aplicación de este procedimiento.

Ejemplo 1/4

Una industria determinada presenta una curva monótona de demanda térmica caracterizada

por una punta de 10,5 MWt y una demanda anual de 31.500 MWht (extendida a lo largo de

las 8.760 horas del año). Se quiere determinar el tamaño óptimo del motor para maximizar el

VAN a partir de una serie caracterizada por las siguientes ecuaciones, donde la potencia del

motor puede variar entre 1 y 10 MWe:

Inversión [M€]:

8947,0

32,1

MWeW

Rendimiento eléctrico [p.u.]: 0561914,0252376,0 kWeW

Calor recuperable del motor [kW]: 851221,027159,3 kWeW

Para el primer año se asume un coste de mantenimiento de 10 €/MWhe y de combustible (gas

natural) de 40 €/MWht-PCI, siendo la tarifa eléctrica de 100 €/MWhe. Para los años sucesivos

se tomará una tasa nominal de incremento de las tarifas del combustible y electricidad del 5%

y del mantenimiento del 2,5%. La vida del proyecto se toma de 20 años.

Tras realizar el ajuste de la curva monótona se obtienen unos coeficientes:

a = 10.500 kW

b = 0,0003116 h-1

Se asume que el motor se va a ajustar por demanda térmica, de modo que el calor recuperable

del motor se entrega totalmente a la demanda. La Figura 1/11muestra los diferentes flujos

económicos (eje derecho), así como el VAN y la inversión resultante (eje izquierdo). Se

aprecia que el motor más pequeño, que opera 7.041 horas, presenta un VAN de 4.286 k€,

mientras que el motor mayor, que opera tan solo 750 horas, presenta un VAN de 2.259 k€. En

ambos casos, por tanto, la cogeneración resulta rentable, pero lo es más operando el máximo

tiempo posible, principalmente por la menor inversión absoluta del motor de 1 MWe. Sin

embargo, se aprecia que con ninguno de esos dos motores la energía producida es máxima.



Ello conduce9 a que el máximo VAN se obtenga para un motor intermedio, en concreto de

4,11 MWe que opera 3.180 horas y logra un VAN de 6.961 k€.

La Figura 1/12 muestra sobre la curva monótona las energías térmicas recuperadas del motor

en cada caso. Para cada motor elegido las potencias superiores a su tamaño (carga punta)

serán aportadas por el sistema de apoyo; en el caso de las potencias inferiores realmente habrá

una zona intermedia en la que el motor trabajará a carga parcial (no considerado en las

Figuras), siendo satisfechas las potencias menores por el sistema de apoyo.

Fig. 1/11. Flujos económicos, rentabilidad e inversión en el Ejemplo 1/4.

Fig. 1/12. Energía térmica recuperada del motor en el Ejemplo 1/4.

9 El máximo VAN no se da exactamente para la máxima energía eléctrica producida dado que influyen el resto

de flujos, pero es cercano.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Potencia nominal motor [MWe]

Flu

jos e

conóm

icos d

el pri

mer

año [

k€]

VA

N,

Invers

ión [

k€]

Ahorro energía remplazadaAhorro energía remplazada

Venta electricidadVenta electricidad

Gastos mantenimientoGastos mantenimiento

Gastos combustibleGastos combustible

VANVAN

InversiónInversión

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 90000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

horas/año

Dem

anda t

érm

ica [

kW

]

3.180 h/año4.109 kWe

VAN = 6.961 k€

10.000 kWe

VAN = 2.259 k€

1.000 kWe

VAN = 4.286 k€



7. Caso de estudio

Un motor alternativo de gas natural(7)

presenta las prestaciones nominales dadas en la Tabla

1/6. Se quiere adaptarlo a una industria que opera en régimen de 2 turnos de lunes a viernes

durante 13 semanas del primer trimestre, 12 del segundo, 9 del tercero y 12 del cuarto (es

decir, 3.680 horas al año). La demanda térmica, adecuada al calor de los humos y del agua de

refrigeración, es permanentemente de 3.300 kW.

Realizar un estudio de viabilidad técnica y económica, al amparo del RD 661/2007.

Tabla 1/6. Prestaciones nominales del motor JMS 620 GS-N.L de GE Jenbacher (Fuente: (7) )

kW %

Consumo de combustible (PCI) 7.148 100,0

Producción eléctrica 3.029 42,4

Producción térmica 3.354 46,9

Humos de escape (enfriados hasta 120ºC) 1.656 23,2

Refrigeración 1.517 21,2

Aceite (baja temperatura) 181 2,5

Para el estudio económico se consideran las siguientes hipótesis:

Inversión: INV = 2.100.000 €

Vida útil: N = 20 años

Tasa nominal de encarecimiento del combustible: rF = 5%/año

Tasa nominal de encarecimiento de los gastos de mantenimiento: rOM = 2,5%/año

Tasa de inflación: ri = 3,5%/año

Tasa de descuento: wacc = 10%

Coste del combustible (tiempo 0): Tg0 = 40 €/MWh

Coste de mantenimiento (tiempo 0): TOM0 = 2,39 €/MWh

Como datos propios del Régimen Especial:

Tarifa eléctrica10

: Te0=81,381 €/MWh

Variable Cn para determinar el complemento por eficiencia11

: Cn=18,133 €/MWh

Coeficiente A para la actualización de la tarifa eléctrica12

: A=0,6379

En primer lugar se realiza el análisis energético. La energía disponible en el motor es de:

añoMWh /64,676.11680.3000.1

517.1656.1

La demanda térmica de la industria es de:

añoMWh/144.12680.3300.3

10 1 de enero de 2010, en Orden ITC/3519/2009. 11 Primer trimestre de 2010, en Resolución 5945 de la Secretaría de Estado de Energía (BOE núm. 90, de 14 de abril de 2010). 12

RD 661/2007.



Por tanto, el motor funcionará todo el tiempo de operación de la industria y logrará cubrir el

96,2% de la demanda térmica. Puesto que se va a vender toda la producción eléctrica a la red

resulta irrelevante la demanda eléctrica de la industria, una vez comprobada la viabilidad de

un punto de conexión. Por tanto:

añoMWhV /64,676.11

La electricidad cogenerada será:

añoMWhE /72,146.11000.1

680.3029.3

El combustible consumido (referido al PCI) asciende a:

añoMWhQ /64,304.26000.1

680.3148.7

El combustible consumido en producción separada:

añoMWhQref /89,205.34525,0

72,146.11

9,0

64,676.11

Los índices energéticos serán:

%62,83

9,0

64,676.1164,304.26

72,146.11

REE ; %1,2389,205.34

64,304.2689,205.34

AEP

Por tanto se trata de una cogeneración de alta eficiencia. El complemento por eficiencia toma

su valor máximo (al ser el REE el nominal del motor):

MWhefiCom /€4125,12133,188362,0

1

55,0

11,1_

En el estudio de rentabilidad se va a suponer una variación trimestral del precio del

combustible que afectará al complemento por eficiencia, al ahorro por energía reemplazada y

a los gastos de combustible. Los gastos de mantenimiento (personal en su mayor parte) se

suponen actualizados anualmente.

Los flujos energéticos trimestrales se muestran en la Tabla 1/7.

Tabla 1/7. Flujos energéticos trimestrales.

Trimestre E [MWh] V [MWh] Q [MWh]

1 3.150 3.300 7.434

2 2.908 3.046 6.862

3 2.181 2.285 5.147

4 2.908 3.046 6.862



Para calcular los flujos económicos es preciso obtener las tasas nominales trimestrales, así

como la tasa nominal de actualización de la tarifa:

Inflación: %8637,011 ,4

, tiiti rrr

Combustible: %2272,111 ,4

, tFFtF rrr

Tarifa: %0956,1,,, titFti rrArr

Los ingresos por electricidad se obtienen, para el año k-ésimo:

4

1

4,

40 1_1

i

kitF

kieik refiComrTEVE

Análogamente con los ingresos por energía reemplazada:

4

1

4,0 111,1

9,0i

kitFg

ik rT

VER

El gasto de combustible:

4

1

4,0 111,1

i

kitFgik rTQF

Finalmente, el gasto de mantenimiento se actualiza anualmente:

komomk rTEOM 10

Así, el flujo de caja para el año k-ésimo se obtiene como:

tN

INVtOMFERVEFC kkkkk 1

La evolución de los flujos de caja a lo largo de los 20 años del proyecto se dan en la Tabla

1/8. Como se aprecia en la tabla anterior el período de retorno se sitúa en 10 años y el valor

actual neto (VAN) en:

€126.482.100.100.2126.582.3 VAN

Operando resulta una TIR de 18,1%. El proyecto, por tanto, es altamente rentable. Resulta

significativo que los ingresos derivados del ahorro de combustible para producir el calor útil

constituyen aproximadamente el 35% de todos los ingresos, reafirmando así la idea de que

una cogeneración no es una “minicentral eléctrica”, sino que ha de diseñarse para cubrir una

demanda térmica. Por otra parte, el diseño por máxima eficiencia percibe su recompensa en

incrementar un 15% la tarifa eléctrica.



Sería razonable preguntarse por la sensibilidad del proyecto ante incrementos mayores del 5%

en el precio del gas natural. La Figura 1/13 resuelve la pregunta mostrando la evolución de la

TIR para diferentes tasas nominales anuales de encarecimiento del gas natural. Se aprecia que

para tasas de hasta el 10% la rentabilidad del proyecto es cada vez mayor, reduciéndose a

partir de ahí aunque tolerando valores hasta del 17% (recuérdese que la tasa de descuento se

situó en el 10%). Esta robustez de la rentabilidad ante el encarecimiento del combustible es

precisamente una de las fortalezas del RD 661/2007.

Tabla 1/8. Flujos económicos anuales.

Año VE[€] ER [€] F [€] OM [€] FC [€] FC [€] acumulado y descontado

1 1.122.758 623.144 1.263.414 27.307 329.116 299.196

2 1.173.593 654.301 1.326.584 27.989 340.725 580.787

3 1.226.733 687.017 1.392.914 28.689 352.774 845.832

4 1.282.283 721.367 1.462.559 29.406 365.278 1.095.322

5 1.340.352 757.436 1.535.687 30.141 378.254 1.330.188

6 1.401.056 795.308 1.612.472 30.895 391.718 1.551.303

7 1.464.514 835.073 1.693.095 31.667 405.688 1.759.485

8 1.530.851 876.827 1.777.750 32.459 420.180 1.955.502

9 1.600.198 920.668 1.866.638 33.271 435.212 2.140.075

10 1.672.692 966.701 1.959.970 34.102 450.805 2.313.880

11 1.748.475 1.015.037 2.057.968 34.955 466.977 2.477.552

12 1.827.698 1.065.788 2.160.867 35.829 483.746 2.631.688

13 1.910.517 1.119.078 2.268.910 36.724 501.135 2.776.849

14 1.997.095 1.175.032 2.382.356 37.643 519.162 2.913.561

15 2.087.603 1.233.783 2.501.474 38.584 537.850 3.042.318

16 2.182.221 1.295.473 2.626.547 39.548 557.223 3.163.586

17 2.281.134 1.360.246 2.757.875 40.537 577.300 3.277.802

18 2.384.539 1.428.259 2.895.769 41.550 598.107 3.385.376

19 2.492.639 1.499.672 3.040.557 42.589 619.666 3.486.697

20 2.605.649 1.574.655 3.192.585 43.654 642.002 3.582.126



Fig. 1/13. Evolución de la TIR ante diferentes tasas nominales del incremento del precio del gas natural.

8. Referencias

1. VV. AA. Guía de la Cogeneración. Madrid : Fundación de la Energía de la Comunidad de

Madrid, 2010.

2. IDAE. Guía técnica para la medida y determinación ndel calor útil, de la electricidad y del

ahorro de energía primaria de cogeneración de alta eficiencia. Madrid : Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio, 2008.

3. J.I. Linares, B.Y. Moratilla. El hidrógeno y la energía. Madrid : Universidad Pontificia

Comillas, 2007.

4. VV. AA. Gas-Fired Distributed Energy Resource Technology Characterizations. Golden

(Colorado) : National Renewable Energy Laboratory (NREL), 2003.

5. Garrigues Medio Ambiente. Guía sobre Empresas de Servicios Energéticos (ESE).

Madrid : Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid, 2010.

6. ALGOR. Energía 2010. Madrid : Foro de la Industria Nuclear Española, 2010.

7. GE Jenbacher. Technical Specification of JMS 620 GS-N.L. s.l. : GE Jenbacher, 2004.

8. Lozano, M.A. Cogeneración. Zaragoza : Universidad de Zaragoza, 1998.

9. IDAE. Análisis del potencial de cogeneración de alta eficiencia en España 2010-2015-

2020. Madrid : Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, 2007.

COGENERACIÓN Residencial

AHORRO DE ENERGÍA

MÓDULO 9 : AHORRO DE ENERGÍA. COGENERACIÓN

SECTOR EDIFICATORIO

Autor: José Ignacio Linares Hurtado

1. Introducción ....................................................................................................................... 1

2. Consumos energéticos en el sector residencial .................................................................... 1

2.1. Demanda de energía final en España ............................................................................ 1

2.2. Demanda de climatización ........................................................................................... 3

2.3. Demanda de ACS ........................................................................................................ 3

3. Almacenamiento térmico ................................................................................................... 5

3.1. Justificación ................................................................................................................. 5

3.2. Funcionamiento ........................................................................................................... 6

3.3. Tecnologías ................................................................................................................. 8

3.3.1. Almacenamiento latente ........................................................................................ 8

3.3.2. Almacenamiento sensible ...................................................................................... 9

3.4. Integración................................................................................................................. 10

4. Criterios de diseño ........................................................................................................... 12

4.1. Sector terciario .......................................................................................................... 13

4.2. Sector residencial ....................................................................................................... 13

4.2.1. Criterios generales ............................................................................................... 13

4.2.2. Dimensionado de la cogeneración para integración en ACS................................. 14

4.2.3. Validación experimental ...................................................................................... 16

5. Redes de distrito ............................................................................................................... 19

6. Marco regulatorio ............................................................................................................. 19

7. Empresas de servicios energéticos .................................................................................... 20

8. Casos estudio ................................................................................................................... 21

8.1. Sector terciario .......................................................................................................... 21

8.1.1. Caso 1: Ajuste a la demanda de calefacción ......................................................... 22


AHORRO DE ENERGÍA

8.1.2. Caso 2: Ajuste a la demanda de climatización todo el año ................................... 24

8.1.3. Caso 3: Ajuste a la demanda de calefacción y apoyo en verano ........................... 26

8.2. Sector residencial ....................................................................................................... 28

9. Bibliografía ...................................................................................................................... 33

ANEXO. Temperatura del agua de red en España ................................................................ 35


AHORRO DE ENERGÍA

RESUMEN

La cogeneración presenta un elevado potencial para integrarse en el sector edificatorio,

aunque se penetración actual se limita al sector terciario. Su implantación en el sector

residencial es importante porque las demandas energéticas del mismo suponen una parte

importante de la demanda final en España.

La integración de la cogeneración en el sector terciario se ha extendido porque el diseño

puede realizarse como en el sector industrial dado que las demandas energéticas son bastante

uniformes y elevadas, con lo que es suficiente dimensionar para el consumo valle para lograr

elevados factores de utilización sin necesidad de recurrir a los sistemas de acumulación

térmica. Por otra parte, el tamaño de los equipos es similar al que se encuentra en las

industrias pequeñas, con lo que la disponibilidad comercial existe desde hace tiempo.

La integración en el sector residencial se ha encontrado con más barreras: la no disponibilidad

comercial de equipos de microcogeneración y pequeña escala hasta hace poco, la necesidad

de almacenamiento térmico y la ausencia de un marco regulatorio adecuado. Todas estas

barreras se ha ido superando y en la actualidad la microcogeneración es viable tanto técnica

como económicamente en el sector residencial. Por una parte, existen pequeños motores,

especialmente alternativos pero también microturbinas, de potencias suficientemente

pequeños como para integrarse en la preparación del ACS de una urbanización o en la

calefacción de una vivienda unifamiliar mediana. El dimensionamiento del almacenamiento

térmico puede hacerse con ayuda de herramientas informáticas adecuadas para determinar la

demanda térmica horaria, y especialmente en el caso de la preparación del ACS, donde la

demanda es predecible. Finalmente, el marco regulatorio establecido en el RD 661/2007

reconoce singularidades propias del sector edificatorio que facilita la penetración de la

cogeneración en el mismo.

En el sector residencial se requiere acumulación térmica para permitir el funcionamiento

continuo del grupo cogenerador aunque no haya demanda térmica. Dicha acumulación puede

llevarse a cabo en materiales de cambio de fase o en agua estratificada. Los primeros

presentan una mayor densidad energética, pero son más caros que el agua. A día de hoy el

sistema mayoritario es el agua estratificada, si bien esta tendencia puede invertirse a favor de

los PCMs cuando la cogeneración se integre con la climatización completa, dado el elevado

volumen que alcanzarían los sistemas de agua.

Dentro de las diferentes formas de integrar la cogeneración en el sector residencial la más

adecuada para los primeros proyectos es la preparación del ACS para grandes urbanizaciones

pues la variabilidad de la demanda es bastante predecible y los volúmenes de los

acumuladores que resultan son similares a los que ya se emplean en la actualidad en los

sistemas centralizados. Otro gran campo de aplicación lo constituyen las redes de distrito,

especialmente a través de ciclos ORC que pueden ser activados a través de calderas de

biomasa.

Para que la cogeneración penetre realmente en el sector residencial se precisa además la

implicación de las empresas de servicios energéticos (ESEs) que además del proyecto se

encarguen de la gestión y mantenimiento de la planta. La legislación actual permite diferentes

modelos de negocio.



1. Introducción

En el Capítulo 1 se concluyó, a partir de un estudio llevado a cabo por el IDAE(1)

, que el

potencial de la cogeneración es España en el sector residencial y terciario en 2020 sería de un

35,6%, siendo el grado de penetración en 2004 del 3%. Estos datos permiten aventurar que si

bien hasta ahora la cogeneración se ha desarrollado mayoritariamente en el sector industrial el

mayor crecimiento en el medio y largo plazo tendrá lugar en el sector residencial y terciario a

través de la microcogeneración, cogeneración de pequeña escala, trigeneración y redes de

distrito. Puede asegurarse que la cogeneración actualmente instalada en estos sectores se

encuentra localizada mayoritariamente en el sector terciario, quedando reducida a proyectos

singulares de demostración la implantada en el sector residencial.

El sector edificatorio (terciario y residencial) está llamado a tener una importante

participación en la cogeneración a medio y largo plazo debido a tres razones: el peso

significativo en la cesta del consumo energético nacional, el desarrollo de tecnologías

adecuadas a precios que comienzan a ser competitivos y el apoyo decidido por parte de la

Administración para el período de aprendizaje tecnológico.

Pese a estas oportunidades el desarrollo de la cogeneración en el sector edificatorio

(especialmente residencial) se enfrenta a dos grandes retos: el correcto dimensionado de los

equipos empleando adecuadamente el almacenamiento energético y la extensión de las

empresas de servicios energéticos que presten el apoyo tecnológico suficiente para el

desarrollo de esta tecnología, logrando que sea aceptada por los usuarios.

En España el desarrollo de la cogeneración en el sector edificatorio ha de pasar también por

un cambio de mentalidad en la sociedad para que ésta acepte soluciones de distrito en las que

una central de poligeneración suministre para una barrio todos los servicios energéticos:

electricidad, calefacción, frío y agua caliente sanitaria, pudiendo hacer también de gestora con

la compañía de gas. Esta central, de un tamaño adecuado, puede ser alimentada no solo por

combustibles fósiles, sino también con biomasa con lo que se emplea la cogeneración como

puente desde los combustibles fósiles hacia un futuro con menos carbono donde las energías

renovables tengan un peso importante.

2. Consumos energéticos en el sector residencial

2.1. Demanda de energía final en España

Desde la década de 1990 el consumo energético de los hogares españoles se ha incrementado

a un ritmo del 2,5% anal, representando en 2004 el 17% del consumo de energía final (2)

. A

efectos comparativos el consumo energético anual de una vivienda tipo en España

(aproximadamente 1,1 tep, es decir, 12,8 MWh) equivale a la energía consumida por un

vehículo diesel medio (6,04 litros/100 km) que recorra en el mismo año 20.000 km.

Desde el punto de vista de las características del consumo en el sector residencial existen dos

peculiaridades que le hacen muy diferente de otros sectores. Por una parte, presenta una muy

baja demanda eléctrica, pudiendo establecerse en tan solo un 22% del total, como refleja la

Tabla 7/1 (2)

. Por otra parte, es un consumo con una fuerte variabilidad, tanto horaria a lo largo

del día como estacional entre unos meses y otros. Esto hace que sea preciso recurrir a sistemas

de almacenamiento térmico y proceder a un dimensionado de las instalaciones “por energía” y

no “por potencia”, como se verá más adelante.



La Tabla 7/1 muestra el reparto del consumo de energía final en un hogar medio en España en

2004. Se aprecia que los mayores consumos se localizan en la calefacción (41%) y la

preparación del agua caliente sanitaria (26%). Expresado en valores absolutos resulta un

consumo en calefacción de 5.245 kWh-año/hogar y de 3.362 kWh-año/hogar para la

preparación del ACS, siendo el consumo eléctrico medio de 2.815 kWh-año/hogar.

En cuanto a la variabilidad estacional del consumo se muestra un ejemplo en la Figura 7/1 en

la que se ve la demanda de climatización (calor y frío) a lo largo del año en Madrid. Como se

ve, además de variar la energía a lo largo de los diferentes meses, lo hace su tipo (frío o

calor). Además de esta variabilidad estacional existe otra horaria a lo largo del día.

En cuanto al sector terciario los perfiles de demanda se asemejan más al industrial en tanto

que resultan bastante uniformes, al menos en las horas de actividad del edificio (de 8 a 16 al

día). Existe una variabilidad estacional y horaria debida a la climatización, si bien la alta

ocupación de este tipo de edificios hace que pesen más las cargas internas que las

climatológicas, siendo frecuente que las necesidades de calefacción resulten muy bajas, no

siendo extraño tener demanda de refrigeración en invierno. De hecho, el diseño de las plantas

de cogeneración en el sector terciario suele hacerse “por potencia”, como en la industria, sin

recurrir al empleo de almacenamiento energético.

Tabla 7/1. Reparto del consumo de energía final en los hogares españoles (2004). Fuente: IDAE (2).

Usos térmicos [%] Usos eléctricos [%]

Calefacción 41 Electrodomésticos 12

ACS 26 Iluminación 9

Cocina 11 Aire Acondicionado 1

TOTAL térmico 78 TOTAL eléctrico 22

Fig. 7/1. Demanda energética de climatización en Madrid. Fuente: elaboración propia.



Para desarrollar un proyecto de cogeneración en el sector edificatorio es preciso disponer no

sólo de los consumos diarios o mensuales, sino preferiblemente horarios, especialmente si el

edificio está destinado a uso residencial. En este caso el perfil de demanda de ACS suele ser

bastante predecible, siendo precisa la simulación numérica mediante herramientas adecuadas

para conocer la demanda horaria de climatización.

2.2. Demanda de climatización

La demanda horaria de climatización no resulta sencilla de estimar dado que el cálculo

habitual de las instalaciones de climatización y calefacción se realiza para satisfacer la carga

punta. Incluso el cálculo de grados-día empleado en calefacción (3)

para obtener el consumo

energético anual resulta insuficiente al no obtener la demanda horaria.

La legislación española actual exige, por una parte (4)

, determinar la demanda energética anual

de un edificio existiendo aplicaciones informáticas de uso público, como CALENER (5)

, que

entregan la demanda energética mes a mes. Esta información es un punto de partida, pero de

alguna forma ha de ser extrapolada la demanda horaria con objeto de poder diseñar de forma

apropiada el sistema de almacenamiento. En la actualidad la legislación española también

exige (6)

que las instalaciones no se calculen sólo para satisfacer la carga punta, sino que se

tenga en cuenta su operación anual, motivo por el que es preciso, al menos en edificios

grandes (existe un procedimiento simplificado para los pequeños donde el cálculo horario no

se requiere), disponer de la demanda energética horaria. Existen soluciones informáticas tanto

comerciales como de código abierto (7)

capaces de generar esta información. En la medida en

que el sector de las ingenierías vaya asimilando la legislación cada vez será más frecuente la

realización de este tipo de cálculos y con ello el dimensionado más ajustado de la

cogeneración integrada en el sistema de climatización en el sector residencial.

2.3. Demanda de ACS

La demanda de ACS, al contrario de la de climatización, resulta fácilmente predecible. La

energía requerida en un día para preparar el ACS viene dada por la ecuación (7-1) donde Cd

representa el consumo diario, determinado en la Tabla 7/2, w la densidad del agua (1.000

kg/m3), Cw su calor específico (4,18 kJ/kg-K), Tu la temperatura de uso (habitualmente 60ºC)

y Tr la temperatura del agua de red.

ruwwdd TTCCE (7-1)

La temperatura del agua de red está disponible como media mensual para las diferentes

capitales de provincia españolas (ver Anexo (8)

). La estimación del número de personas en

aplicaciones residenciales se efectúa a partir de la Tabla 7/3.

Para conocer la distribución horaria de la demanda térmica es preciso asumir un cierto perfil

de consumo. Éste no está normalizado, pero puede resultar razonable tomar uno como el

mostrado1 en la Figura 7/2. En él se aprecian tres períodos pico, cuatro valles y unas horas de

ausencia de consumo. Según el número de viviendas la relación de los caudales pico a valle

variará, siendo muy acusada (del orden de 7) con pocas viviendas y más suave (alrededor de

2) con muchas. La Figura 7/3 sugiere una posible distribución de este comportamiento,

denominado frecuentemente factor de simultaneidad (9)

.

1 Adaptado de la referencia (9).



Tabla 7/2. Consumo diario de ACS (Cd) según usos. Fuente: CTE (4)

Criterio de demanda Consumo diario a 60ºC [litros]

Viviendas unifamiliares 30 por persona

Viviendas multifamiliares 22 por persona

Hospitales y clínicas 55 por cama

Hotel **** 70 por cama

Hotel *** 55 por cama

Hotel/Hostal ** 40 por cama

Camping 40 por emplazamiento

Hostal/Pensión * 35 por cama

Residencia 55 por cama

Vestuarios/Duchas colectivas 15 por servicio

Escuelas 3 por alumno

Cuarteles 20 por persona

Fábricas y talleres 15 por persona

Administrativos 3 por persona

Gimnasios 20 a 25 por usuario

Lavanderías 3 a 5 por kilo de ropa

Restaurantes 5 a 10 por comida

Cafeterías 1 por almuerzo

Tabla 7/3. Número de personas en aplicaciones residenciales. Fuente: CTE (4)

Nº de dormitorios 1 2 3 4 5 6 7 8 > 8

Nº de personas 1,5 3 4 6 7 8 9 9 Nº dormitorios

Fig. 7/2. Perfil típico de caudal demandado de ACS en el sector residencial. Fuente: elaboración propia adaptado

de (9).

0 4 8 12 16 20 24

Tiempo [h]

Caudal in

sta

ntá

neo [dm

3/h

]



Fig. 7/3. Efecto del número de viviendas en la relación del caudal pico a valle en la demanda de ACS. Fuente:

elaboración propia a partir de (9).

Una vez escalado el perfil mediante el factor de simultaneidad se determina el caudal pico y

valle a partir de las Tablas 7/2 y 7/3, de modo que el área de la Figura 7/2 coincida con el

consumo de agua diaria establecida. Conocido así el caudal instantáneo real demandado se

aplica la ecuación (7-2) para hallar el perfil de potencia térmica instantánea demandada. En

dicha ecuación wQ representa la potencia y wV el caudal.

ruwwww TTCVQ (7-2)

La aplicación de la ecuación (7-2) generará un perfil de potencia para cada mes pues es la

frecuencia con la que se dispone de la temperatura de agua de red.

3. Almacenamiento térmico

3.1. Justificación

La fuerte variabilidad en la demanda térmica en el sector residencial exige el empleo del

almacenamiento térmico para poder diseñar los equipos por demanda térmica y maximizar sus

horas de operación. Así, el diseño óptimo se establecería para la demanda diaria mínima, se

modo que en el resto de días se requiriese un apoyo externo pero siempre pudiese operar la

planta de cogeneración en su punto nominal. Por otra parte, la planta de cogeneración se

diseñaría para satisfacer la demanda energética de dicho día de modo que la energía producida

y no consumida instantáneamente en las horas valle se almacenase para ser consumida, junto

con la producida instantáneamente en las horas pico del mismo día.

La Figura 7/4 muestra un ejemplo de empleo del sistema del almacenamiento. En ella la

demanda de calefacción de un día hipotético, en principio el de menor demanda del invierno,

oscila a lo largo de las horas del día, estando por encima de la media entre las 18.00 y las 6.00

y por debajo entre las 6.00 y las 18.00. El diseño óptimo consistiría en disponer de un motor

que durante las 24 horas del día entregase una potencia térmica constante e igual al valor

medio de la demanda de forma que el excedente de energía producido en el período valle

50 100 150 200 250 3001

2

3

4

5

6

7

Número de pisos

Ratio p

ico/v

alle [

-]



(entre las 6.00 y las 18.00) se almacenase para ser consumido en el período pico (entre las

18.00 y las 6.00). De este modo, en el período pico el calor suministrado por el motor

procedería de su funcionamiento instantáneo y del almacenado en el período valle anterior.

Fig. 7/4. Necesidad del almacenamiento energético.

Una manera de eliminar las necesidades de almacenamiento térmico es diseñar el grupo

cogenerador adaptado a una demanda valle que sea suficientemente grande como para

consumir instantáneamente su producción térmica. Esto suele ocurrir con micro-equipos que

se acoplan a la demanda de calefacción/climatización integrándose en paralelo con la red de

distribución, tal como ilustra la Figura 7/5.

Fig. 7/5. Integración sin almacenamiento térmico de un micro-motor en el circuito de calefacción.

3.2. Funcionamiento

El proceso de acumulación térmica funciona en base a una fase de carga, en la que la energía

térmica se deposita en el acumulador, y otra de descarga en la que el acumulador entrega la

energía térmica previamente almacenada. Según el perfil de la demanda es posible que

durante tanto la fase de carga como la de descarga el generador térmico también esté

entregando energía térmica a la demanda. En algunas aplicaciones también puede ocurrir que

el generador térmico no funcione en ciertos períodos, extrayendo la demanda entonces toda la



energía del acumulador, aunque esta situación busca desacoplar el funcionamiento del

generador de las horas de mayor coste de su alimentación2 y por tanto no es una situación

habitual en cogeneración, donde se busca maximizar las horas de trabajo del generador.

La Figura 7/6 muestra un diagrama de principio de un acumulador genérico, en el que pueden

distinguirse tres períodos:

Ausencia de demanda. La válvula de tres vías está en la posición de “carga”

recirculando el fluido secundario por la red de distribución. El acumulador es

recorrido en dirección A-B por todo el fluido secundario que atraviesa el

intercambiador del generador. Se corresponde con la carga al máximo ritmo.

Demanda intermedia. La válvula de tres vías está en una posición intermedia de modo

que la bomba de demanda aspira tanto el fluido que procede del punto A como el que

se recircula. Parte del caudal que ha atravesado el intercambiador de calor de la

demanda se dirige al punto B y parte a la bomba de demanda. En este caso un caudal

menor que el impulsado por la bomba del generador recorre el acumulador en sentido

B-A, retirando energía almacenada, mientras que el caudal que abandona el

intercambiador de calor del generador recorre el acumulador en sentido A-B,

almacenando energía3. Se corresponde con una fase de carga a ritmo bajo.

Demanda punta. La válvula de tres vías está en la posición de “descarga” de modo que

el acumulador es recorrido en sentido B-A por el caudal diferencia entre el de la

bomba de demanda y el de la bomba del generador. El caudal sobrante de la bomba de

demanda se dirige al intercambiador del generador para retirar la energía de modo

instantáneo. En esta fase se produce la descarga del acumulador a un ritmo mayor que

el máximo de carga.

Generador

calor/frío

Demanda

calor/frío

Carga

DescargaBomba

generador

Bomba

demanda

Acumulador

A

B

Fig. 7/6. Esquema de principio de la acumulación térmica.

2 Como en los sistemas centralizados de producción de frío por máquinas de compresión eléctricas, que producen

frío por la noche para emplearlo por el día, aumentando así el consumo eléctrico en períodos de tarifa valle y reduciéndolo en los de punta.

3 Realmente el caudal diferencia entre el del generador y el que la demanda envía hacia B recorre el acumulador

en sentido A-B, con un efecto global de carga a ritmo lento.



Según el tipo de instalación algunos de los elementos pueden variar, aunque el principio de

funcionamiento se mantiene. El esquema de la Figura 7/6 es bastante fiel a instalaciones

donde la demanda se produzca en circuito cerrado, es decir, se consuma energía térmica, pero

no agua (calefacción/climatización). Por el contrario, en sistemas donde la cogeneración sólo

cubra la demanda de ACS el acumulador será de mezcla, no existirá la válvula de tres vías y

se tomará agua de la red que renovará periódicamente el fluido secundario.

3.3. Tecnologías

Existen dos tecnologías fundamentales para el almacenamiento térmico en el sector

edificatorio: materiales de cambio de fase (almacenamiento latente) y agua estratificada

(almacenamiento sensible).

3.3.1. Almacenamiento latente

El almacenamiento en materiales de cambio de fase se aprovecha de la elevada entalpía de

fusión-solidificación de los materiales (calor latente) como procedimiento de acumulación.

Así, si se pretende almacenar calor en la fase de carga una masa sólida de un cierto material se

funde, para en la fase de descarga solidificarla al retirar el calor almacenado. Si se pretendiese

almacenar frío el proceso sería el contrario, es decir, en la fase de carga se solidificaría el

material para en la fase de descarga fundirlo.

El sistema latente de almacenamiento más común es el almacenamiento en hielo, que es usado

en grandes redes de distrito para climatización especialmente en Estados Unidos. Además del

agua pueden emplearse otros materiales, llamados genéricamente “materiales de cambio de

fase” (PCM en inglés), y que presentan la peculiaridad de tener una temperatura de fusión

superior a 0ºC, pudiendo usarse por tanto para acumulación de calor. Generalmente son

mezclas de parafinas con otros materiales en las que variando la concentración se consigue

una temperatura de fusión a presión ambiente diferente. En cuanto a la densidad energética, es

decir, la energía almacenable por unidad de volumen, es de unos 50 kWh/m3 en los PCM, que

asciende a 80 kWh/m3 en el caso del hielo.

Existen fundamentalmente dos implantaciones tecnológicas. La más habitual es la

denominada de baterías, que se correspondería con el esquema mostrado en la Figura 7/6. En

ella el material se va solidificando en el exterior de los tubos que están sumergidos en él y por

los que circula el fluido secundario (agua con o sin anticongelante). Otra forma consiste en

encapsular el material en pequeñas bolas que llenan el depósito de modo que el agua circula

por los huecos. En grandes volúmenes es un sistema más barato al eliminar el coste de la

batería.

En el caso del hielo con sistema de batería (también se puede emplear encapsulado) se recurre

a una configuración mixta como la mostrada en la Figura 7/7. Durante la fase de carga la

bomba de recirculación envía agua sobre la batería del generador de hielo, de modo que éste

se va formando en el exterior de los tubos. Cuando el hielo formado tiene un espesor

suficiente se invierte el ciclo del refrigerador y se hace pasar fluido frigorífico caliente por la

batería de modo que el hielo se fisura y cae al depósito de agua, quedando flotando en la

misma. En la fase de descarga la bomba del agua enfriada aspira agua líquida de la parte

inferior del tanque y la pasa por la carga a combatir, con lo que el agua retorna a mayor

temperatura y así es rociada por el generador de hielo (que podría estar funcionando o no)

cayendo al tanque. Al caer sobre el hielo flotante lo atraviesa, fundiéndolo poco a poco y con

ello refrigerándose, llegando así al fondo nuevamente fría para repetir el ciclo.



Fig. 7./7. Esquema de un acumulador de hielo. Fuente: (10)

3.3.2. Almacenamiento sensible

En el almacenamiento sensible el agua, fría o caliente, siempre es líquida y la energía

acumulada depende de la diferencia de temperatura alcanzada. Para hacer eficiente el

almacenamiento el tanque se toma de gran altura y se evitan los remolinos y las agitaciones

del agua de modo que se favorezca la estratificación de temperaturas. De este modo el agua

caliente quedará ocupando la parte superior del tanque y la fría la inferior, separadas ambas

por una capa no muy gruesa denominada “termoclina”.

El buen funcionamiento del sistema exige que cuando el depósito esté cargado no todo él esté

a la misma temperatura, sino que existan dos zonas diferenciadas, una caliente y otra fría. Se

va a explicar el caso para acumulación de agua caliente, pero las ideas son extrapolables a la

acumulación de agua fría. En todo caso, para un edificio sería viable acumular sólo agua

caliente y en verano emplear dicho agua como foco caliente para las máquinas de absorción.

Para el cálculo de la máxima energía almacenable en un depósito de agua caliente

estratificada se puede recurrir a la ecuación (7-3) (9)

, donde Va es el volumen del acumulador

y tp es la temperatura de preparación del agua. En el caso frecuente de que la temperatura de

preparación coincida con la de uso se obtiene la ecuación (7-4) que indica que el 60% del

volumen está cargado con la temperatura uniforme de uso.

rupaww tttVCEA 6,04,0max (7-3)

ruaww ttVCEA 6,0max (7-4)



En al caso de almacenamiento para agua de calefacción, con unas temperaturas de uso/retorno

de 83ºC/63ºC el agua estratificada tendría una densidad de acumulación de 14 kWh/m3,

mientras que si la acumulación se realiza para el ACS, con unas temperaturas de uso/red de

60ºC/14ºC dicha densidad asciende a 32 kWh/m3. Comienza a intuirse, por tanto, que la

integración del sistema de cogeneración sólo con el ACS va a resultar en general más

ventajosa que con el sistema completo de climatización, al menos en el sector residencial (el

terciario puede operar sin almacenamiento).

3.4. Integración

En la sección anterior se han visto los diferentes sistemas de acumulación térmica. En la

actualidad el más común es el de agua estratificada que aunque sea más voluminoso resulta

más económico. Por otra parte, si la integración de la cogeneración sólo cubre el ACS la

densidad energética es algo más de la mitad de los PCM.

La Figura 7/8 muestra la integración de la planta de cogeneración con su correspondiente

sistema de acumulación para producir la calefacción y el ACS del edificio. En la Figura 7/9 se

muestra la integración sólo en el sistema de producción de ACS. El caso de integrar también

la cogeneración con la producción de frío (trigeneración) sería similar al primero si la energía

térmica que se almacena es calor que posteriormente acciona la máquina de absorción. En este

caso habría que añadir como sistema de apoyo máquinas de compresión. En las figuras citadas

se observa que siempre existe un sistema de apoyo de manera que la cogeneración se

dimensionará para satisfacer la demanda más baja, maximizando así sus horas de

funcionamiento.

En una implantación real no se instala un único depósito de almacenamiento por agua

estratificada de gran altura por problemas de espacio. En su lugar se conectan varios depósitos

en serie, de modo que equivalgan a una gran columna simulando las conexiones la

estratificación. Las Figuras 7/10 y 7/11 muestran el detalle de este conexionado para las dos

integraciones descritas.

Fig. 7/8. Integración de la cogeneración para producir calefacción y ACS



.

Fig. 7/9. Integración de la cogeneración para producir sólo ACS

Fig. 7/10. Conexión de los depósitos de agua caliente estratificada para su integración en calefacción y ACS (ver

Figura 7/8).

Impulsión

calefacción/primario ACS

Retorno

calefacción/primario ACS

De los generadores

térmicos

A los generadores

térmicos



Fig. 7/11. Conexión de los depósitos de agua caliente estratificada para su integración en y ACS (ver Figura 7/9).

4. Criterios de diseño

La penetración de la cogeneración en el sector edificatorio ha seguido dos velocidades.

Dentro de la poca penetración que ha tenido, a día de hoy es en el sector terciario donde más

experiencias ha habido, siendo casi inexistentes en el sector residencial. Tres han sido las

razones para este desigual desarrollo: ausencia de tecnologías adecuadas, necesidad de

almacenamiento térmico y falta de políticas de apoyo.

Hasta hace pocos años no existían tecnologías de generación de tamaño reducido para el

sector residencial. Aunque desde hace tiempo estaban disponibles comercialmente las

microturbinas de gas, éstas requerían elevadas inversiones y tanto las potencias térmicas como

su temperatura resultan algo elevadas para lo requerido. Por otra parte, las temperaturas de sus

calores residuales se adaptan muy bien a máquinas de absorción, pero en el sector residencial

no resulta mayoritaria la demanda de climatización centralizada, por el momento. Ha sido a

raíz de la disponibilidad comercial de pequeños motores alternativos (micromotores) cuando

se espera que el mercado residencial responda. Hay motores muy pequeños (5 kWe/12,5 kWt)

que permiten su integración en la preparación del ACS de una urbanización o en la

calefacción de una vivienda unifamiliar de tamaño medio, lo que facilita su penetración.

Otro condicionante importante que ha actuado como freno en la expansión de la cogeneración

en el sector residencial ha sido la necesidad del almacenamiento energético. Su cálculo

detallado, si el sistema se quiere integrar en la climatización, exige unas herramientas de

cálculo no disponibles hasta hace poco tiempo. Como se ha dicho antes, las nuevas

legislaciones técnicas van exigiendo la necesidad de elaborar estos tipos de cálculos para

dimensionar adecuadamente las instalaciones, con lo que las Ingenierías irán adquiriendo

estas capacidades. Una vez dominadas estas capacidades será preciso disponer de grandes

espacios para albergar los grandes volúmenes de almacén térmico, con lo que será preciso

tenerlo en cuenta desde el diseño del edificio de modo que se puedan enterrar los tanques de

agua caliente. Una excepción a esto lo constituye el almacenamiento para integrar la

cogeneración en el sistema de ACS, donde el volumen requerido viene a coincidir con el ya

empleado en un sistema centralizado, lo que hace que casi la única modificación en el cuarto

técnico sea la inclusión del micromotor.

En cuanto a las políticas de apoyo, aunque serán desarrolladas más adelante, hay que reseñar

que son decisivas en estos primeros estadios de desarrollo de la cogeneración en el sector



residencial. Por una parte, las tecnologías (principalmente las microturbinas, pero también los

micromotores) requieren un apoyo económico hasta que las producciones sean de gran escala.

Por otra, hay una razón técnica que se ha de tener presente, y es la fuerte estacionalidad que

puede presentar la demanda térmica. Eso hace que el rendimiento eléctrico equivalente pueda

no ser alcanzado en alguna temporada, normalmente en verano. En este sentido el RD

661/2007 establece dos semestres de cálculo (verano e invierno), permitiendo a la

cogeneración funcionar aunque esté por debajo del rendimiento eléctrico equivalente

requerido, aunque limitando en ese caso los ingresos por venta de energía eléctrica.

Finalmente, en el sector residencial no existe un equipo de técnicos de mantenimiento en el

edificio, por lo que el desarrollo de empresas de servicios energéticos especializadas es

importante para mantener los equipos dejando al margen a los usuarios de los problemas

tecnológicos.

4.1. Sector terciario

El sector terciario sigue unos criterios de diseño muy similares a los de la industria, siendo

esta la razón por lo que la cogeneración en la edificación se ha desarrollado más aquí. Dado

que la demanda suele ser grande las instalaciones de cogeneración son de tamaño estándar

(pueden ser de pequeña escala, pero en general no de microcogeneración) y además la

variabilidad es reducida, con lo que no se requiere almacenamiento térmico.

Los criterios de diseño, por tanto, son los habituales ya vistos: diseñar por demanda térmica y

maximizar las horas de funcionamiento, para lo que será preciso dimensionar la planta para la

demanda valle y recurrir a sistemas de apoyo para las puntas.

En el sector terciario sí es importante la necesidad de climatización (frío), con lo que se suele

recurrir a máquinas de absorción. Al ser los grupos de cogeneración grandes los calores de

los humos de los motores alternativos son adecuados incluso para accionar máquinas de doble

efecto.

4.2. Sector residencial

4.2.1. Criterios generales

El diseño en el sector residencial difiere totalmente del terciario por la necesidad del

almacenamiento térmico. Siguen siendo válidos los criterios de dimensionar por demanda

térmica y maximizar las horas de uso.

El correcto dimensionado del almacenamiento térmico requiere el conocimiento preciso de la

demanda térmica horaria. Hoy día existen herramientas que permiten obtenerla para el caso de

climatización. Sin embargo, en el caso de la preparación del ACS resulta predecible de forma

sencilla, como se vio en secciones anteriores. Es por ello que en esta sección se va a detallar

un procedimiento para el cálculo del sistema de cogeneración integrado exclusivamente en la

preparación de ACS. La metodología es extrapolable a la climatización completa sin más que

disponer de las demandas horarias. Desde un punto de vista práctico, no obstante, la

recomendación sería comenzar a introducir la cogeneración en el sector residencial a partir

sólo de la preparación del ACS, para una ve que se domine la tecnología extrapolarla a la

climatización completa.



4.2.2. Dimensionado de la cogeneración para integración en ACS

El primer paso para integrar la cogeneración en la preparación del ACS es seleccionar el mes

de mayor temperatura del agua de red. Este mes será el de menor demanda térmica, por lo que

al estar el motor dimensionado para satisfacer sólo la menor demanda siempre estará en

funcionamiento, requiriendo en los demás meses un sistema de apoyo. Desde el punto de vista

de la viabilidad económica es preferible un motor pequeño que opere todas las horas y que no

cubra el 100% de la demanda a un motor más grande que cubra el 100% de la demanda pero

que tenga que estar parado o bien disipando calor.

Una vez seleccionado el mes de diseño se impone que la energía térmica producida por el

motor funcionando 24 horas satisfaga completamente la energía demandada en un día, tal

como muestra la ecuación (7-5) en la que mQ representa la potencia térmica del motor y td las

horas de funcionamiento diario (24 h). A partir de la potencia térmica obtenida se selecciona

el motor adecuado.

ruwwddm TTCCtQ (7-5)

El paso siguiente es seleccionar el tamaño adecuado del acumulador, lo que exige la

aplicación de un balance energético que será usado también para la determinación de las

prestaciones energéticas del sistema. El dato principal para este cálculo es un perfil de

demanda. En lo que sigue se asumirá el dado en la Figura 7/2 y completado con la 7/3.

El balance energético se aplica al acumulador en fracciones de tiempo (duración de períodos

pico y valle de la demanda) teniendo en cuenta la energía remanente de la hora anterior, la

que aporta el motor durante la hora actual y la demandada en esa hora. El resultado de estas

entradas y salidas genera la energía que queda en el acumulador al inicio del período

siguiente, la que debe aportar el sistema de apoyo o la que se ha de disipar (que será nula si el

diseño es correcto). Matemáticamente esto se sintetiza en la ecuación (7-6) en la que tn es la

duración del período considerado, nwV , es el caudal de ACS demandado en el período y εn es

una variable que establece el resultado del balance según la Tabla 7/4.

max,1 EATTCtVtQEA nruwwnnwnmn (7-6)

Tabla 7/4. Energía disipada (ED), suministrada por sistemas de apoyo externos (EE) y almacenada (EA) en el

período de tiempo de aplicación de la ecuación (7-6).

nED nEE nEA

0n 0 n 0

10 n 0 0 maxEAn

n1 max1 EAn 0 maxEA

La aplicación de la ecuación (7-6) se realiza en dos fases, una para dimensionar el acumulador

(DISEÑO) y otra para obtener la operación del sistema (OPERACIÓN).

Fase de DISEÑO:

1. Se selecciona el mes de mayor temperatura de agua de red.

2. Se determina el tamaño del motor según la ecuación (7-5).



3. Se asume un valor para la máxima energía almacenada (por ejemplo, 10 horas de

funcionamiento continuo del motor).

4. Se asume un valor nulo para la energía almacenada al final del último valle de

demanda (23.00 según el perfil supuesto).

5. Se aplica la ecuación (7-6) lo largo de 24 horas según el perfil supuesto.

6. Se obtiene, por sumatorio, la energía disipada ese día y la energía suministrada por los

equipos de apoyo.

7. Se retoca4 la energía máxima almacenada y se vuelve al punto 3 hasta que la energía

disipada en un día y la suministrada por los equipos de apoyo sea nula.

El diseño será óptimo cuando se halle el mínimo valor de energía máxima acumulable que no

disipe nada de energía y que no requiera apoyo externo. Valores mayores de capacidad de

almacenamiento suponen desperdiciar espacio (aunque habrá que considerar un margen de

seguridad y adaptarse a tamaños comerciales) y menores requieren apoyo y disipación (no se

logra almacenar todo el excedente de energía producida en los valles y por ello es preciso

aportar energía en las puntas). Finalmente, el volumen del depósito acumulador se determina

a partir de la ecuación (7-4).

El procedimiento anterior es posible compactarlo. Así, teniendo en cuenta las ecuaciones (7-

5) y (7-6) se obtiene la (7-7), en la que sustituyendo la ecuación (7-4) se concluye que el

volumen del depósito acumulador es independiente de la temperatura del agua de red para una

temperatura de uso (preparación) dada.

ruwwnd

nwnn TTCtC

VEAEA

24,max1 (7-7)

Aplicando la ecuación (7-7) al perfil de consumo considerado se obtiene la ecuación (7-8),

donde Nv representa el número de viviendas, Np el de personas por vivienda y Cdu el consumo

diario por persona. Por tanto, si se considera válido el perfil de demanda dado en las Figuras

7.2 y 7.3 la iteración de la fase de DISEÑO se puede sustituir por la aplicación de la ecuación

(7-8). En el caso de imponer un perfil diferente será preciso seguir los pasos descritos en la

fase de DISEÑO.

pduv NCNV 3843,0179,8 (7-8)

Fase de OPERACIÓN

Seleccionado ya el volumen de acumulación real (adaptado a tamaños comerciales), que habrá

de ser algo superior al determinado en la fase de DISEÑO, se procede a aplicar la ecuación

(7-6) a la temperatura del agua de red de cada mes del año obteniendo así la necesidad de

energía demandada a lo largo del año y el grado de cobertura de la demanda alcanzado con el

sistema de cogeneración.

La aplicación de la ecuación (7-6) no es realmente necesaria pues si el diseño se ha efectuado

en la forma recomendada el volumen del acumulador es tal que no se producirá disipación.

Así, el balance energético para cada mes vendrá dado por las ecuaciones (7-9) y (7-10) donde

el subíndice “m” indica el mes concreto y Dm los días de dicho mes.

4 Si existe energía disipada y de apoyo EAmax se aumenta; si la energía disipada y de apoyo son nulas EAmax se

reduce.



mruwwdm DTTCCE (7-9)

mdmmm DtQEEE (7-10)

4.2.3. Validación experimental

Con objeto de verificar experimentalmente el criterio de dimensionado del acumulador se ha

construido una instalación experimental (10)

consistente en un motor alternativo de 5,5 kWe y

10,8 kWt con 3 depósitos de 750 litros sobre la que se ha simulado la demanda de 100

viviendas con 3 personas cada una.

La Figura 7/12 muestra los resultados experimentales de las diferentes potencias implicadas a

lo largo de un día. Se aprecia que el motor entrega potencia de forma constante (línea negra),

siendo ésta algo superior a la potencia valle demandada (línea roja). Debido a la interacción

entre el motor y el sistema de almacenamiento la planta de cogeneración satisface

parcialmente la demanda (línea azul), debiendo ser apoyada por un sistema auxiliar (línea

verde) para lograr la satisfacción completa.

Fig. 7/12. Potencias térmicas medidas a lo largo de un día en los ensayos.

Se han instrumentado los depósitos de acumulación midiendo la temperatura en cada tercio de

los mismos, lo que ha permitido calcular la energía térmica acumulada. La Figura 7/13

muestra la evolución de la energía térmica acumulada a lo largo del día:

Desde las 23.00 hasta las 5.00, sin ninguna demanda, se produce almacenamiento de

energía al máximo ritmo.

Entre las 5.00 y las 7.00 se produce el primer valle de demanda. Dado que la potencia

térmica entregada por el motor excede un poco dicha demanda el almacenamiento

térmico prosigue (A a B) pero con una pendiente mucho menor.

Entre las 7.00 y las 9.00 (B a C) se produce el primer pico de demanda, lo que impone

el primer período de descarga.

Entre las 9.00 y las 15.00 (C a D) se produce el segundo período valle en el que se

realiza una carga del depósito al mismo ritmo que en el período A-B.

Entre las 15.00 y las 16.00 (D-E) se produce el segundo período pico que supone la

segunda descarga del depósito con la misma pendiente que en el caso B-C.



Entre las 16.00 y las 21.00 (E-F) se produce el penúltimo período valle, con una tasa

de carga como la de los períodos anteriores.

Entre las 21.00 a 22.00 (F-G) se produce el último período punta con la consiguiente

descarga del depósito.

Entre las 22.00 y las 23.00 se produce el último período valle en el que se inicia la

fase de carga a una tasa lenta.

El comportamiento global del sistema de acumulación es correcto, pero se observan algunos

detalles anómalos, explicables por las restricciones de la instalación experimental.

Fig. 7/13. Evolución de la energía acumulada a lo largo de un día en los ensayos.

Dado que la temperatura a la que el motor entrega el agua (56ºC de media) es algo inferior a

la temperatura de preparación establecida (60ºC) se observa en la Figura 7/12 un

funcionamiento mantenido del sistema de apoyo siempre que hay demanda. La potencia de

dicho apoyo se ve incrementada en los períodos de demanda pico de forma complementaria al

aporte de energía desde el sistema de cogeneración. Resulta extraño, sin embargo, que al final

del primer período pico (punto C) quede una cierta energía acumulada (7 kWh) y pese a ello

sea preciso aportar energía desde el sistema exterior. La razón a esto se encuentra en las

limitaciones al ritmo de descarga impuestas por la instalación.

La Figura 7/14 recoge la designación de las diferentes zonas de los acumuladores,

mostrándose en la Tabla 7/5 la distribución de la energía almacenada en cada zona durante el

inicio y fin de cada período punta. Finalmente, la Tabla 7/6 muestra la duración de los

períodos punta con la distribución de caudales en los mismos. Durante el primer período

punta (B-C) el volumen retirado por el caudal que circula por los acumuladores desde F3

hacia A1 es de:

622,3 x 2,085 = 1.297,5 litros

Dicho volumen equivale a:

1.297,5 / (750/3) = 5,19 tercios de depósito

Por tanto, si de la energía acumulada en el instante B se retira la contenida en los 5,19 tercios

de acumulador, comenzando desde A1, resulta que se han tomado 57,71 kWh, quedando en el

acumulador 7,79 kWh, valor coherente con el encontrado en C en el conjunto de los



acumuladores. Cálculos similares pueden establecerse en los otros dos períodos pico. El

conjunto de la energía de apoyo medida resulta ser de 81,6 kWh, mientras que la aplicación

de la fase de OPERACIÓN arroja 71,7 kWh. La diferencia, 9,9 kWh, coincide sensiblemente

con la suma de la energía remanente en los acumuladores al final de cada período pico (9,3

kWh) y que no pudo ser extraída por ser el caudal que los atravesaba algo menor que el

esperado.

Fig. 7/14. Designación de las zonas de los acumuladores en la instalación experimental.

Tabla 7/4. Distribución de la energía almacenada en cada período punta [kWh]

B C D E F G

A1 11,49 4,19 10,85 0,78 7,91 0,17

C1 11,49 1,65 5,91 0,35 1,27 0,09

F1 11,49 0,70 1,77 0,26 0,29 0,09

A2 11,10 0,12 0,43 0,03 0,09 0,00

C2 10,54 0,09 0,12 0,09 0,03 0,03

F2 8,42 0,09 0,09 0,09 0,06 0,06

A3 0,67 0,06 0,06 0,06 0,03 0,03

C3 0,20 0,09 0,06 0,03 0,06 0,06

F3 0,06 0,03 0,00 0,03 0,00 0,03

Total 65,5 7,0 19,3 1,7 9,7 0,6

Tabla 7/5. Caudales y duración de los períodos punta.

BC DE FG

Qm [dm3/h] 298,5 296,4 285,7

Qd [dm3/h] 920,8 913,0 909,3

Qd-Qm [dm3/h] 622,3 616,6 623,7

Duración [h] 2,085 1,08 1,105

La razón por la que el caudal que atraviesa los acumuladores en el período de descarga

máxima es menor de lo previsto hay que buscarla en las limitaciones de la instalación. Así, la

demanda no es una red de distribución real de ACS, sino simplemente una descarga a presión

ambiente del agua caliente producida. Esta descarga hace que el caudal que atraviesa el

secundario del intercambiador de calor aumente y al estar fijado el caudal demandado el



caudal que pasa realmente por los acumuladores es menor que el esperado. El caudal medido

que recorre el secundario del intercambiador en los períodos valle (A-B) es de 231,5 dm3/h,

que asciende hasta 298,5 dm3/h en el primer período pico (B-C).

La Tabla 7/4 pone de manifiesto también la distribución de la energía en los acumuladores

cargados y descargados. Así, al final del máximo período de carga (B) se aprecia que el

primer deposito está totalmente lleno de agua caliente; el segundo tiene casi los 2/3 superiores

y el tercero contiene prácticamente agua fría. Esta distribución es consistente con que sólo el

60% del volumen contiene agua caliente, tal como se supuso en el método de diseño. En los

instantes D y F la cantidad de energía almacenada es menor debido a que se almacenó energía

durante menos tiempo y a la tasa menor, es decir, en presencia de consumo valle.

Por tanto, las anomalías entre las medidas y lo esperado quedan justificadas desde las

limitaciones del ensayo y se concluye que el procedimiento propuesto es válido para el

dimensionado de un sistema de cogeneración para la preparación de ACS en el sector

residencial.

5. Redes de distrito

Las redes de distrito son una forma eficiente de satisfacer la demanda térmica de un barrio o

una pequeña población, cubriendo además parte de la demanda eléctrica y exportando a la red

la electricidad no consumida. Se encuentran muy extendidas en países del Este de Europa, así

como en Norteamérica. Tradicionalmente están basadas en centrales con turbinas de vapor

que o bien producen la energía térmica a partir de extracciones intermedias y condensan en

vacío o bien condensan a contrapresión produciendo el calor útil en el condensador.

La ventaja de las centrales de vapor es que al ser máquinas de combustión externa son muy

flexibles en cuanto al combustible empleado, siendo aprovechada esta circunstancia desde

hace algunos años para alimentarlas con energías renovables, especialmente biomasa.

Con objeto de reducir el tamaño de la instalación e incluso adaptarse a pequeñas poblaciones

las centrales de vapor tradicionales están siendo sustituidas por ciclos ORC (11)

, con las

ventajas ya expuestas en un capítulo anterior. En esta aplicación la caldera de biomasa cede su

calor a un aceite térmico que es el encargado de cederlo a su vez al ciclo ORC. Muchas de

estas centrales emplean como fluido orgánico un aceite silicónico, con propiedades similares

al tolueno, que aunque presenta un excelente comportamiento termodinámico presenta el

inconveniente de condensar a vacío, incluso a las temperaturas de esta aplicación (100 a

120ºC). De hecho, en la literatura hay descritos problemas de operación asociados a la purga

del circuito para retirar el aire que entra, al no disponer estos ciclos de desgasificador (12)

.

Desde el punto de vista del diseño, dado el elevado consumo en estas plantas no se requieren

sistemas de almacenamiento, pasado a ser el diseño similar al del sector terciario aunque más

sencillo dado el gran número de usuarios que tiende a uniformizar la demanda.

6. Marco regulatorio

Las peculiaridades del sector residencial, y en menor medida del terciario, requieren unas

medidas de apoyo específicas. Sensibles a esta demanda la Administración incluyó una serie

de medidas específicas para el sector de la edificación en el RD 661/2007:



El rendimiento eléctrico equivalente no se evalúa anualmente si no en dos semestres

(invierno y verano).

En climatización se considera calor útil la demanda satisfecha, ya sea de frío o de

calor.

La primera medida permite permanecer en el Régimen Especial aunque no se cumpla el

rendimiento eléctrico equivalente mínimo. Así, se establece que en cada semestre de

evaluación se determine la energía eléctrica correspondiente al mínimo REE, denominada

EREE0, Ecuación (7-11). Si la energía eléctrica producida es inferior a dicha cantidad se paga

toda ella a la tarifa establecida; en caso contrario (es decir, se ha operado con un REE inferior

al mínimo) sólo se abona la energía eléctrica EREE0 y se permite la permanencia en el

Régimen Especial (en cualquier otro sector supone la expulsión del Régimen Especial). Esta

medida permite operar cuando la demanda térmica es reducida, como puede pasar en verano

en climas fríos o en invierno en climas templados. Esto puede expresarse matemáticamente

según la Ecuación (7-12).

min

011

ReREE

fH

VE

e

REE (7-11)

00

0

si

si _

REEeREE

REEe

EETE

EEefiCompTEVE (7-12)

La segunda medida fomenta el empleo de máquinas de absorción de doble efecto ya que con

las de simple el calor aprovechado del motor sufre una penalización en el calor útil del orden

del 60% (COP típico de máquinas de absorción de agua/bromuro de litio de simple efecto).

Además de estas medidas específicas del sector edificatorio hay otras medidas relevantes para

el sector residencial:

Mejores tarifas para máquinas pequeñas, que contribuyen a facilitar la penetración de

la microcogeneración y cogeneración de pequeña escala.

Rebaja en un 10% del REE mínimo en máquinas pequeñas, lo que permite aumentar

en complemento por eficiencia.

Actualización automática trimestral de tarifas según el precio del combustible y el

IPC en el caso del gas natural, combustible habitualmente empleado en el sector

residencial.

Además de las medidas establecidas en el RD 661/2007 el Código Técnico de la Edificación

(CTE) (4)

establece la obligatoriedad de alcanzar una cobertura solar mínima en la preparación

de ACS, que puede ser reemplazada por energías renovables y por cogeneración. De esta

manera se presta un apoyo inestimable a la cogeneración para la preparación de ACS, uno de

los terrenos más apropiados para iniciar la penetración de la cogeneración en el sector

residencial.

7. Empresas de servicios energéticos

En el sector terciario puede ser asumible pensar en un personal de mantenimiento que se

encargue de la planta de cogeneración. Sin embargo, eso es impensable en el sector



residencial. Es ahí donde las empresas de servicios energéticos (ESEs) están llamadas a jugar

un papel relevante.

Hasta la aparición de la cogeneración en el sector residencial las ESEs se encargaban de llevar

a cabo una auditoría energética, detectar las posibilidades de ahorro energético y establecer un

contrato en el que su retribución iba asociada a los ahorros económicos derivados de los

ahorros energéticos propuestos. El papel que habrían de jugar con la cogeneración sería más

integral, abarcando desde la realización y ejecución del proyecto, hasta su operación y su

mantenimiento. Podrían incluir también un servicio integral de suministro de toda la energía

consumida mediante la intermediación con las compañías de servicios.

En la actualidad la actividad de las ESEs está regulada, existiendo un registro de las mismas.

Su actividad se enmarca en el ámbito del desarrollo de proyectos de mejora de la eficiencia

energética, desarrollándola asumiendo un riesgo económico. Así, sus servicios se abonarán en

base a los ahorros logrados con las medidas propuestas. Dicho de otro modo, la ESE ha de

garantizar los ahorros calculados ofreciendo un servicio de calidad en términos de eficiencia y

rentabilidad para el cliente.

El riesgo asumido por la ESE puede ser de dos tipos. Por una parte, es inherente al cálculo del

ahorro y siempre ha de ser asumido por la ESE; por otra, se puede incurrir en un riesgo de la

inversión si la ESE asume la financiación de la misma. No es obligatorio que la ESE realice la

inversión (salvo en contratos con la Administración Pública), existiendo diversas modalidades

de contrato (12)

. Así, en cogeneraciones para preparación de ACS se verá más adelante que los

propietarios perfectamente pueden asumir la inversión dado el volumen de viviendas a las que

se aplica.

Por tanto, las empresas de servicios energéticos pueden encontrar en la cogeneración en el

sector residencial una oportunidad de desarrollo de su negocio no sólo en el proyecto de la

planta sino en la explotación y mantenimiento de la misma. Esta actividad la pueden conjugar

con las otras llevadas a cabo hasta el momento de intermediación con las compañías

suministradoras y de mejora de eficiencia energética. Como se verá en los casos estudio se

pueden plantear diferentes modelos de negocio viables económicamente a partir del marco

tarifario establecido.

8. Casos estudio

8.1. Sector terciario

Como ya se ha comentado, las cogeneraciones en el sector terciario pueden dimensionarse

con criterios de la industria, es decir, sin recurrir al almacenamiento dado que el gran volumen

del edificio tiende a uniformizar las demandas. En este primer caso se van a analizar

diferentes soluciones para satisfacer las demandas de un hospital. Entre las soluciones

adoptadas se valorará la inclusión de la trigeneración, así como adaptarse correctamente a la

menor demanda.

Los datos de demanda del hospital son:

Demanda de electricidad para usos diferentes a la climatización: 350 kW durante

8.760 horas al año.



Demanda final para preparación de ACS: 50 kW durante 8.760 horas al año. Esa

demanda final se satisface quemando gas natural con una eficiencia de 85%.

Demanda final de calefacción: 600 kW durante 3.000 horas al año. Se satisfacen

quemando gas natural el calderas del 85% de eficiencia.

Demanda térmica final de refrigeración: 500 kW durante 2.000 horas al año (800 en

el segundo trimestre y 1.200 en el tercero). Se satisfacen con unidades de compresión

mecánica. La demanda eléctrica para alimentar los compresores es de 125 kW.

Se va analizar la viabilidad de dos motores alternativos cuyas características se dan en la

Tabla 7/6. La máquina de absorción para las opciones con trigeneración supone una inversión

de 140 €/kW con un mantenimiento de 3 €/MWh. La electricidad se compra a 115 €/MWh y

el gas natural a 35,4 €/MWh.

En cuanto al Régimen Especial, la tarifa básica aplicable al motor A es de 127,116 €/MWh y

la del motor B de 104,352 €/MWh. En ambos casos Cn es de 18,133 €/MWh y el REE

mínimo de 49,5 %.

La tasa nominal de incremento del coste del combustible se toma en el 5% y para el

mantenimiento del 2,5%; la inflación del 4% y la tasa de descuento del proyecto del 10%.

Tabla 7/6. Prestaciones de los motores de cogeneración para el caso del hospital.

Motor A Motor B

Potencia eléctrica [kW] 500 900

Calor útil [kW] 650 1.050

Rendimiento [%] 36 37

Inversión [€] 603.822 1.021.649

Coste Mantenimiento [€/MWh] 10 10

Vida útil [años] 15 15

8.1.1. Caso 1: Ajuste a la demanda de calefacción

Durante los trimestres de invierno la potencia requerida para calefacción y ACS es de 650

kW, por lo que resulta adecuado el motor A. Durante los trimestres de invierno (primero y

cuarto) la utilización del motor, dado que se asume que no hay almacenamiento, es de 1.500

horas cada uno. Los cálculos energéticos de cada trimestre son:

MWh 7501000/500.1500 E

MWh 9751000/500.1)50600( V

PCS-MWh 273.11000/500.111,1

85,0

650ER

PCS-MWh 313,211,136,0

750Q

La Tabla 7/7 muestra el balance energético trimestral. Según eso el rendimiento eléctrico

equivalente resulta:

75,0

9,0

950.1

11,1

626.4

500.1

REE



donde se observa que el consumo de combustible se ha expresado referido al PCI, según la

normativa. Dado que el REE supera ampliamente el mínimo se retribuirá toda la electricidad

producida aplicando un complemento por eficiencia a la tarifa básica. De hecho, el techo de la

electricidad retribuible resulta de:

MWh 500.1 MWh 860.2

495,0

1

36,0

19,0

950.1

REEoE

Tabla 7/7. Balance energético trimestral en el caso 1.

E [MWh] V [MWh] ER [MWh-PCS] Q [MWh-PCS]

Trimestre 1 750 975 1.273 2.313

Trimestre 2 0 0 0 0

Trimestre 3 0 0 0 0

Trimestre 4 750 975 1.273 2.313

La tarifa aplicable a la electricidad evacuada a red resulta:

€/MWh 82,140133,1875,0

1

495,0

11,1116,127_

ETarifa

Para un análisis económico simplificado se puede prescindir de las actualizaciones de precios,

tanto de ingresos como de gastos, con lo que los flujos económicos resultan:

Ingresos por venta de electricidad: € 230.21182,140500.1 VE

Ingresos por energía reemplazada: € 145.904,35546.2 ER

Gastos de mantenimiento: € 000.1510500.1 OM

Gatos de combustible: € 738.1634,35626.4 F

de donde se deriva:

Margen bruto: € 637.122 FOMERVEMB

Período de retorno: años 92,4MB

INVPR

Pese a que este procedimiento simplificado tiende a sobreestimar la rentabilidad parece que

hay margen suficiente para que el proyecto resulte viable. Un cálculo más detallado en el que

se actualizan trimestralmente las tarifas eléctricas y de combustible y anualmente el coste de

mantenimiento arroja como resultados un VAN de 334.919 €, una TIR de 17,9 % y un

período de retorno de 9 años, con lo que se comprueba la rentabilidad del proyecto.

Como ya se explicó en el Capítulo 1, una de las ventajas del RD 661/2007 es la actualización

automática de tarifas. La Figura 7/15 muestra un análisis de la sensibilidad de la rentabilidad

ante la tasa nominal de encarecimiento del combustible. Se aprecia cómo para incrementos

importantes (hasta el 22%) la rentabilidad mejora, reduciéndose drásticamente a partir de

dicho valor. En todo caso, la rentabilidad queda garantizada (TIR > 10%) hasta con

incrementos del coste de combustible del 30%.



Fig. 7/15. Sensibilidad de la rentabilidad al incremento del precio del combustible en el caso 1.

8.1.2. Caso 2: Ajuste a la demanda de climatización todo el año

En invierno ya se ha visto en el ejemplo anterior que se necesitan recuperar del motor 650

kW. En verano se precisan 50 kW para preparación del ACS y 500 kW de frío, que con una

máquina de absorción de COP = 0,5 se convierten en 1.000 kW térmicos recuperados del

motor. Por tanto, se requiere en verano un motor con un calor recuperable de 1.050 kW, es

decir, el motor B.

En esta ocasión el objetivo de cubrir toda la demanda anual exige emplear un motor de gran

potencia (900 kWe) que en invierno va a tener que disipar 400 kW. Los cálculos energéticos

de cada trimestre son:

MWh 350.11000/500.190041 EE MWh 7201000/8009002 E

MWh 080.11000/200.19003 E

MWh 9751000/500.1)50600(41 VV MWh 4401000/800)50500(2 V

MWh 6601000/200.1)50500(3 V

PCS-MWh 273.11000/500.111,1

85,0

65041 ERER

MWhe 1001000/800125_ 2 EER

MWhe 1501000/200.1125_ 3 EER

PCS-MWh 521000/80011,1

85,0

50_ 2 TER

PCS-MWh 781000/200.111,185,0

50_ 3 TER

PCS-MWh 050.411,137,0

350.141 QQ



PCS-MWh 160.211,137,0

7202 Q

PCS-MWh 240.311,1

37,0

080.13 Q

En esta ocasión se requiere evaluar dos REE:

5263,0

9,0

950.1

11,1

100.8

700.2

invREE

4941,0

9,0

100.1

11,1

400.5

800.1

verREE

El rendimiento en invierno se ha reducido debido a que el motor se ha adaptado a la máxima

demanda térmica, que se da en verano; en verano el rendimiento sale inferior al mínimo al

emplear una máquina de absorción de simple efecto que penaliza mucho el calor considerado

útil respecto al realmente recuperado del motor.

Los techos de electricidad retribuible en cada semestre son:

MWh 175.3

495,0

1

37,0

19,0

950.1

INVREEoE

MWh 791.1

495,0

1

37,0

19,0

100.1

VERREEoE

Por tanto, en invierno se retribuye toda la energía eléctrica producida pero en verano se dejan

de abonar 9 MWh.


€/MWh 75,106133,185263,0

1

495,0

11,1352,104_

EinvTarifa

€/MWh 35,104133,184941,0

1

495,0

11,1352,104_

00

EverTarifa

Prescindiendo de las actualizaciones de precios los flujos económicos resultan:

Ingresos por venta de electricidad: € 116.47535,104791.175,106700.2 VE


Gastos de mantenimiento: € 000.483000.110500.4 OM


de donde se deriva:



INVPR

En este caso la rentabilidad resulta muy ajustada, por lo que al ser el procedimiento

simplificado demasiado optimista se requiere realizar el estudio económico detallado, con las

actualizaciones de tarifas y costes pertinentes. Los resultados de dicho estudio detallado



arrojan un VAN de -435.303 € y una TIR de 2,6 % con lo que el proyecto no sería viable

económicamente.

La Figura 7/16 muestra un análisis de la sensibilidad de la rentabilidad ente el incremento del

precio del combustible. La viabilidad económica no se alcanza (TIR < 10%) ni tan siquiera

aunque varíe el precio del gas natural, dado que el elevado consumo de combustible no se ve

contrarrestado por el aprovechamiento del calor útil.


8.1.3. Caso 3: Ajuste a la demanda de calefacción y apoyo en verano

En este caso se busca sacar partido a la información obtenida en los diseños anteriores: la

rentabilidad se logra con el menor motor, pero podría ser mejorada si se le hiciese operar

también en verano, con una máquina de absorción.

Por tanto se escoge el motor A que se ajusta perfectamente a la demanda en invierno y que en

verano es capaz de cubrir los 50 kW requeridos para preparar el ACS y satisfacer 300 kW de

frío con la máquina de absorción de COP = 0,5. Los 200 kW de frío restantes habrán de ser

cubiertos con máquinas de compresión eléctricas.

Los cálculos energéticos de cada trimestre son:

MWh 7501000/500.150041 EE MWh 4001000/8005002 E MWh 6001000/200.15003 E

MWh 9751000/500.1)50600(41 VV MWh 2801000/800)50300(2 V

MWh 4201000/200.1)50300(3 V

PCS-MWh 273.11000/500.111,1

85,0

65041 ERER

0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,060

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

rF [p.u.]

TIR

[%

]



MWhe 601000/8005

3125_ 2

EER

MWhe 901000/200.1

5

3125_ 3

EER

PCS-MWh 521000/80011,185,0

50_ 2 TER

PCS-MWh 781000/200.111,185,0

50_ 3 TER

PCS-MWh 313.211,136,0

75041 QQ

PCS-MWh 233.111,136,0

4002 Q

PCS-MWh 850.111,1

36,0

6003 Q

En esta ocasión se requiere evaluar dos REE:

75,0

9,0

950.1

11,1

626.4

500.1

invREE

5,0

9,0

700

11,1

083.3

000.1

verREE

El rendimiento en invierno recupera el del caso 1, mientras que en verano sale un valor

similar al del caso 2, aunque en esta ocasión por encima del REE mínimo.

Los techos de electricidad retribuible en cada semestre son:

MWh 860.2

495,0

1

36,0

19,0

950.1

INVREEoE

MWh 027.1

495,0

1

36,0

19,0

700

VERREEoE

Por tanto, a lo largo de todo el año se retribuye toda la energía eléctrica producida.


€/MWh 87,140133,1875,0

1

495,0

11,1166,127_

EinvTarifa

€/MWh 57,127133,1850,0

1

495,0

11,1166,127_

EverTarifa

Prescindiendo de las actualizaciones de precios los flujos económicos resultan:

Ingresos por venta de electricidad: € 425.33857,127000.187,140500.1 VE


Gastos de mantenimiento: € 800.26360010500.2 OM


de donde se deriva:



INVPR



El análisis simplificado de rentabilidad arroja un resultado similar al del caso 1. Considerando

las actualizaciones se obtiene un VAN de 484.408 € y una TIR de 20,43 % con un período de

retorno de 7 años. Es decir, el proyecto presenta, de hecho, una rentabilidad mejor que el caso

1.

La Figura 7/17 muestra un análisis de la sensibilidad de la rentabilidad ente el incremento del

precio del combustible, con un resultado análogo al del caso 1, es decir, que un

encarecimiento del precio del combustible mejora la rentabilidad. Comparando la Figura 7/17

con la 7/15 se aprecia que si bien el máximo incremento del combustible es menor en el caso

3 (17,5% frente a 30%) la máxima rentabilidad se mantiene en un valor máximo más

uniforme.


La conclusión de estos tres casos es que el mejor diseño ha de aunar dos criterios:

Dimensión de la instalación para adaptarse a la demanda valle.

Maximización del tiempo de uso.

8.2. Sector residencial

Se desea evaluar la viabilidad técnica y económica de la integración de una planta de

cogeneración en una urbanización de 85 viviendas para preparación del ACS. Se asume una

ocupación de 3 personas por vivienda, estando la urbanización ubicada en Madrid.

La tarifa del gas natural es de 41,4 €/MWh. La tarifa eléctrica aplicable por el Régimen

Especial a la electricidad evacuada a red es de 127,166 €/MWh, siendo el Cn del combustible

de 18,133 €/MWh y el REE mínimo de 49,5 %. La tasa nominal de incremento del coste del

combustible se toma en el 5% y para el mantenimiento del 2,5%; la inflación del 4% y la tasa

de descuento del proyecto del 5%. La vida del proyecto se estima en 10 años.

El motor funcionará de forma ininterrumpida salvo 5 semanas en el semestre de verano

(vacaciones de Semana Santa y agosto) y 2 en el de invierno. Esto se hace así para evitar tener

que disipar potencia del motor en los momentos de menor demanda, aprovechando las



paradas para realizar las operaciones de mantenimiento. Por tanto las horas de uso serán 7.584

al año.

Para calcular el tamaño del motor se determina la energía diaria que ha de aportar el motor

para preparar el ACS. En Madrid la temperatura de red más alta es de 14ºC y se da en julio.

Por tanto, la energía diaria será de:

kWh/dia 64,299600.3/146018,4185322 dE

Para producir dicha energía funcionando de forma ininterrumpida el motor ha de producir una

potencia térmica aprovechable de:

kW 12,524

64,299mQ

Se selecciona un motor de 12,5 kWt que produce 5,5 kWe con un consumo de 20,5 kWt

referidos al PCI. La inversión requerida es de 18.638 € y el coste del mantenimiento es de

28,41 €/MWh.

Dado que se aprovecha totalmente la energía térmica del motor durante todas las horas de

funcionamiento el rendimiento eléctrico equivalente será máximo y al mantener constante el

aprovechamiento todo el tiempo puede obtenerse a partir de las potencias:

% 19,83

9,0

5,125,20

5,5

REE

En cuanto al ahorro de energía primaria:

% 86,15

9,0

5,12

525,0

5,5

5,209,0

5,12

525,0

5,5

AEP

Se trata, por tanto, de una cogeneración del alta eficiencia (con esa potencia del motor con

que fuese un valor positivo sería suficiente).

Según la ecuación (7-8) el volumen de almacenamiento resulta:

litros 74,695.2322853843,0179,8 aV

Como margen de seguridad se toman 3.000 litros.

Los flujos energéticos trimestrales vienen dados en la Tabla 7.8. Dado que el volumen del

acumulador se ha elegido algo superior al mínimo nunca se producirá disipación de modo que

el calor útil (V) siempre coincide con el máximo recuperable del motor. De este modo puede

obviarse la aplicación de la ecuación (7-6) para determinar la cobertura de la demanda y el

apoyo necesario5. La Tabla 7.9 muestra la cobertura mensual de la demanda, así como la

5 La aplicación de tal ecuación sería precisa si el volumen del acumulador fuese inferior al requerido. En ese

caso, además, se produciría disipación.



energía de apoyo necesaria. En conjunto la planta de cogeneración logra una cobertura anual

del 79,7%.

Tabla 7/8. Balance energético trimestral en el caso residencial.

Horas E [MWh] V [MWh] ER [MWh-PCI] Q [MWh-PCI]

Trimestre 1 2.160 11,880 27,0 30,0 44,280

Trimestre 2 2.016 11,088 25,2 28,0 41,328

Trimestre 3 1.536 8,448 19,2 21,3 31,488

Trimestre 4 1.872 10,296 23,4 26,0 38,376

Anual 7.584 41,712 94,8 105,333 155,472

Tabla 7/9. Prestaciones mensuales del sistema de cogeneración residencial.

Mes Apoyo Demanda Cobertura

[días] [kWh] [kWh] [%]

Enero 31 1.630 10.931 85,1

Febrero 28 1.290 9.691 86,7

Marzo 31 1.023 10.323 90,1

Abril 30 2.698 9.597 71,9

Mayo 31 416 9.715 95,7

Junio 30 206 9.207 97,8

Julio 31 311 9.312 96,7

Agosto 31 8.614 9.514 9,5

Septiembre 30 402 9.402 95,7

Octubre 31 618 9.917 93,8

Noviembre 30 990 9.990 90,1

Diciembre 31 5.830 10.931 46,7

ANUAL 365 24.028 118.530 79,7

La tarifa final de la electricidad evacuada a red, incluyendo el complemento por eficiencia

resulta:

€/MWh 485,143133,188319,0

1

495,0

11,1166,127_

ETarifa

Aplicando el análisis económico detallado se obtienen los resultados mostrados en la Tabla

7.10. En ella se han supuesto dos tasas de descuento: 5% y 0%. Ésta última tiene sentido en

tanto que la inversión por vecino es pequeña (menor de 220 €) y podría plantearse una

financiación totalmente con recursos propios. Se observa que el proyecto resulta rentable,

tanto más cuanto menor es la tasa de descuento. Con objeto de valorar la sensibilidad del

proyecto al encarecimiento del combustible se ha recalculado la viabilidad económica

asumiendo un incremento de éste de un 15%. Debido a las medidas de actualización

automática de tarifas del RD 661/2007 la rentabilidad se ve mejorada apreciablemente.



Tabla 7/10. Análisis de rentabilidad en el caso residencial.

rF [%] 5 5 15 15

i [%] 5 0 5 0

TIR [%] 8,25 8,25 10,9 10,9

VAN [€] 3.262 10.161 6.488 14.757

PR [años] 9 7 8 7

Por tanto, el proyecto es viable tanto técnica como económicamente.

El diseño aquí planteado se considera un ejemplo de la manera más adecuada de comenzar a

integrar la cogeneración en el sector residencial. La preparación del ACS es especialmente

propicia para los primeros desarrollos debido a que su demanda es predecible con bastante

exactitud lo que evita la realización de complejas simulaciones anuales para conocer la

demanda térmica y con ello dimensionar adecuadamente el sistema de acumulación. Por otra

parte, los volúmenes de almacenamiento obtenidos son comparables a los existentes en las

instalaciones centralizadas, lo que supone que la integración en la realidad se limitará a incluir

el motor, muy compacto, en la salsa de calderas, aprovechando el circuito hidráulico

existente. De hecho, existen ya en España experiencias comerciales de integración de motores

como el usado en este ejemplo precisamente para la preparación del ACS en urbanizaciones

(13).

Un aliciente a la integración de la cogeneración en la preparación del ACS en el sector

residencial es que puede emplearse para cubrir la cobertura mínima que exige el Código

Técnico de la Edificación (4)

. En este sentido, la instalación descrita logra cubrir casi un 80%

de la demanda mientras que una instalación solar se quedaría en el 69%, ocupando 306 m2

frente a los 5 m2 requeridos por la planta de cogeneración. El depósito acumulador de la

instalación solar sería de 9.421 litros y la inversión ascendería a 75.366 €, produciendo una

TIR del 7% durante los 25 años de vida del proyecto solar (14)

. En definitiva, la cogeneración

se plantea como una alternativa a la energía solar térmica, con menor inversión y

especialmente interesante ante problemas de espacio o de sombras.

Como se ha explicado a lo largo del capítulo para que la cogeneración se pueda extender en el

sector residencial se requiere la implicación de una ESE que se haga cargo tanto de la

ejecución del proyecto como de su explicación y gestión. Seguidamente se plantean tres

posibles modelos de negocio basados en el ejemplo analizado.

Modelo de negocio A

Se trata de un modelo pensado para urbanizaciones existentes en el que la Comunidad de

Propietarios realiza la inversión (unos 200 €/vivienda) con fondos propios (tasa de descuento

nula) y obtiene un ahorro fiscal por la amortización. La ESE realiza el proyecto y lo opera

percibiendo los ingresos por venta de electricidad y haciéndose cargo de los gastos de

combustible y mantenimiento. A cambio la ESE suministra el servicio de ACS a la

Comunidad a un precio reducido con unos descuentos entre el 33 y el 60%, tal como muestra

la Figura 7.18 donde se aprecia que la rentabilidad de la ESE y de la Comunidad son

complementarias de modo que cuando es máxima la de la ESE (descuento en el precio del

servicio del 33%) los vecinos simplemente recuperan la inversión. En ese cálculo se ha

impuesto también tasa de descuento nula para la ESE.



Figura 7.18. Valor actual neto de la Comunidad (vecinos) y de la ESE (gestor) en el modelo de negocio A.

Modelo de negocio B

Este modelo está también pensado para urbanizaciones existentes pero ahora es la ESE quien

realiza la inversión con fondos propios (tasa de descuento nula) y obtiene un ahorro fiscal por

la amortización. La ESE realiza también el proyecto y lo opera percibiendo los ingresos por

venta de electricidad y haciéndose cargo de los gastos de combustible y mantenimiento. La

ESE suministra el servicio de ACS a la Comunidad a un precio reducido con unos descuentos

entre el 10 y el 27%, tal como muestra la Figura 7.19. Se aprecia que tanto la ESE como la

Comunidad pueden alcanzar las mismas rentabilidades que antes aunque al ser la inversora la

ESE ésta ha de ofertar el servicio de ACS con un descuento menor que en el modelo A a la

Comunidad, que por otra parte no asume la inversión.

Figura 7.19. Valor actual neto de la Comunidad (vecinos) y de la ESE (gestor) en el modelo de negocio B.



Modelo de negocio C

Este modelo está pensado para obra nueva en la que por obligación se requiere alcanzar una

cierta cobertura en la preparación del ACS. En este sentido la inversión del equipo la realiza

el promotor, desapareciendo el concepto de amortización, al tratarse de un equipo más como

el ascensor. La ESE puede ser una filial de la promotora y en todo caso realiza el proyecto y

lo opera percibiendo los ingresos por venta de electricidad y haciéndose cargo de los gastos de

combustible y mantenimiento. La ESE suministra el servicio de ACS a la Comunidad a un

precio reducido con unos descuentos entre el 0 y el 60%, tal como muestra la Figura 7.21. Se

aprecia que la rentabilidad casi se duplica respecto a los modelos anteriores al desaparecer la

inversión, lo que permite a su vez aumentar el margen para el descuento a la Comunidad.

Figura 7.20. Valor actual neto de la Comunidad (vecinos) y de la ESE (gestor) en el modelo de negocio C.

9. Bibliografía

1. IDAE. Análisis del potencial de cogeneración de alta eficiencia en España 2010-2015-2020. Madrid :

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, 2007.

2. —. Guía práctica de la energía. Consumo eficiente y responsable. Madrid : Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio, 2007.

3. L. Jutglar, A. Mirnda, M. Vilarrubia. Manual de calefacción FÉRROLI. Barcelona : Marcombo, 2011.

4. Ministerio de Fomento. RD 314/2006, de 17 de marzo. Código Técnico de la Edificación (CTE).

Vols. BOE núm. 74, 11816-11831.

5. —. CTE Código Técnico de la Edificación. [En línea] [Citado el: 13 de mayo de 2011.]

www.codigotecnico.org.

6. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. RD 1027/2007, de 20 de julio. Reglamento de

Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE). . Vols. BOE núm. 207, 35931-35984.



7. U.S. Department of Energy. EnergyPlus Energy Simulation Software. [En línea] [Citado el: 13 de

mayo de 2011.] www.apps1.eere.energy.gov/buildings/energyplus/.

8. IDAE. Pliego de condiciones técnicas de instalaciones de baja temperatura. Madrid : Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio, 2001.

9. Ministerio de Obras Públicas, Transportes y Medio Ambiente. Reglamento e instrucciones

técnicas de las instalaciones de calefacción, climatización y agua caliente sanitaria. Madrid : MOPU,

1989.

10. Almacenamiento de energía. Moratilla Soria, B.Y. (Coord.). Madrid : Universidad Pontificia

Comillas, 2010.

11. Sizing of therma energy storage devices for micro-cogenerationsystems for domestic hot water

preparation. Theory and experimenal results. J.I. Linares, M.M. Cledera, B.Y. Moratilla, A.S. Ibáñez.

Tarragona (Spain) : II European Conference on Polygeneration, 2011.

12. I.B. Hassine, U. Eicker. Simulation and optimization of the district heating network in

Scharnhauser. Tarragona (Spain) : II European Conference on Polygeneration, 2011.

13. Performance analysis of a biomass ORC poly-generation system. T. Erhart, R. Strzalka, U. Eicker,

D. Infield. Tarragona (Spain) : II European Conferenfe on Polygeneration, 2011.

14. Garrigues Medio Ambiente. Guía sobre Empresas de Servicios Energéticos (ESE). Madrid :

Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid, 2010.

15. VV. AA. Guía de la Cogeneración. Madrid : Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid,

2010.

16. Microcogeneración par ala producción de ACS en edificios residenciales. J.I. Linares Hurtado,

M.M. Cledera Castro, J. Domínguez Rodríguez. s.l. : EL INSTALADOR, 2009, Vols. 469, 12-22.



ANEXO. Temperatura del agua de red en España

Ene

ro

Feb

rero

Mar

zo

Abr

il

May

o

Juni

o

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ubre

Nov

iem

bre

Dic

iem

bre

Álava 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

Albacete 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

Alicante 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Almeria 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Asturias 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Avila 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4

Badajoz 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Baleares 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Barcelona 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Burgos 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4

Caceres 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Cadiz 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Cantabria 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Castellon 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Ceuta 8 9 10 12 13 13 14 13 13 12 11 8

Ciudad R. 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

Cordoba 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Cuenca 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4

Gerona 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Granada 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Guadalajara 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Guipuzcoa 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Huelva 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Huesca 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

Jaen 8 9 11 13 14 15 17 16 14 13 11 7

La Coruña 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Las Palmas 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Leon 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4

Lerida 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

Logroño 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8

Lugo 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Madrid 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Malaga 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Melilla 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Murcia 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Navarra 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

Orense 5 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Palencia 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

Pontevedra 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8



Ene

ro

Feb

rero

Mar

zo

Abr

il

May

o

Juni

o

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ubre

Nov

iem

bre

Dic

iem

bre

Salamanca 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

S.C.Tenerife 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Segovia 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4

Sevilla 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Soria 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4

Tarragona 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Teruel 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4

Toledo 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Valencia 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8

Valladolid 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

Vizcaya 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6

Zamora 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

Zaragoza 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5

COGENERACIÓN sector residencial

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