Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico · El presente proyecto tiene un triple...

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICO Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

Tesis de Máster

Integración de la Cogeneración en elMercado Eléctrico

AUTOR: Daniel V. Cisneros Barrera

Sevilla, enero de 2003

Índice

Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico

Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico i Capítulo 1 Introducción

Capítulo 1: Introducción y Objeto del Proyecto

1 Introducción................................................................................................ 2

2 Objeto del Proyecto ................................................................................... 4

3 Sumario........................................................................................................ 6


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico ii Capítulo 2 La Cogeneración

Capítulo 2: La Cogeneración

1 La Cogeneración......................................................................................... 9

1.1 Introducción.................................................................................................................9

1.2 Tipos de Cogeneración ............................................................................................10

1.3 Clasificación de los Sistemas de Cogeneración...................................................11

1.3.1 En base a la producción de electricidad y calor....................................11

1.3.2 En base al primotor ....................................................................................12

2 La Cogeneración vs. Sistemas Convencionales .................................... 14

2.1 En Tecnología:............................................................................................................15

2.2 En Economía...............................................................................................................16

2.3 En Administración de Energía ................................................................................16

2.4 En Ecología .................................................................................................................17

3 Importancia de la Cogeneración por su Rendimiento Energético ..... 18

3.1 Rendimiento Eléctrico ..............................................................................................19

3.2 Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) .............................................................19

4 Importancia Relativa de la Cogeneración ............................................. 21

4.1 Importancia de las Energías Renovables Respecto a las EnergíasTradicionales ..............................................................................................................21

4.2 Importancia de la Cogeneración Respecto a las Energías Renovables ..........22

4.2.1 Energía eólica ..............................................................................................22

4.2.2 Energía Solar................................................................................................22

4.2.3 Energía Hidroeléctrica................................................................................23

4.2.4 Energía de la Biomasa................................................................................23

4.2.5 Cogeneración...............................................................................................24

5 La Cogeneración en España .................................................................... 25

5.1 El comienzo de la Cogeneración ............................................................................25

5.2 Evolución de la Potencia Instalada y la Energía Generada...............................26

5.3 Evolución por Número de Plantas .........................................................................28

5.4 Situación Actual de las Plantas en Operación.....................................................30

6 Novedades Legislativas........................................................................... 32


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico iii Capítulo 3 Caso Estudio

Capítulo 3: Caso Estudio

1 Caso Estudio.............................................................................................. 36

Planta Nº 1 ...........................................................................................................................37

Planta Nº 2 ...........................................................................................................................38

Planta Nº 3 ...........................................................................................................................39

Planta Nº 4 ...........................................................................................................................40

Planta Nº 5 ...........................................................................................................................41


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico iv Capítulo 4 Análisis Económico

Capítulo 4: Análisis Económico

1 Introducción.............................................................................................. 43

1.1 Estudio previo............................................................................................................43

1.2 Condiciones particulares de la instalación...........................................................43

2 Ingresos a Tarifa ....................................................................................... 45

2.1 Régimen económico.................................................................................................45

2.2 Facturación.................................................................................................................46

2.2.1 Términos de Potencia y Energía (Tp y Te)................................................46

2.2.2 Coeficientes (Kf) ..........................................................................................47

2.2.3 Complemento por discriminación horaria (DH)....................................48

2.2.4 Complemento por Energía Reactiva (ER)...............................................49

2.2.5 Potencia a Facturar (PF) .............................................................................50

2.2.6 Incumplimiento de la potencia garantizada (AI)..................................50

2.2.7 Término de Utilización Media ..................................................................51

2.2.8 Facturación según RD 2366/1994 ............................................................52

2.3 Análisis Caso Estudio................................................................................................53

2.3.1 Datos de las plantas ...................................................................................53

2.3.2 Hipótesis .......................................................................................................55

2.3.3 Resultados de Facturación........................................................................56

3 Ingresos Mercado Diario ......................................................................... 62

3.1 Régimen Económico.................................................................................................62

3.2 Facturación.................................................................................................................63

3.2.1 Garantía de Potencia (GP) .........................................................................63

3.2.2 Precio del Mercado Diario (PMD).............................................................63

3.2.3 Incentivo (INC).............................................................................................64

3.2.4 Obligación de Pago por Banda de Regulación Secundaria (OPBS)...66

3.3 Análisis Caso Estudio................................................................................................70

3.3.1 Datos de las plantas ...................................................................................70

3.3.2 Hipótesis .......................................................................................................70

3.3.3 Resultado de Facturación..........................................................................71

4 Costes......................................................................................................... 78


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico v Capítulo 4 Análisis Económico

4.1 Costes fijos .................................................................................................................78

4.2 Costes variables (asociados a la generación) ......................................................78

4.3 Análisis de Costes .....................................................................................................79

5 Conclusiones ............................................................................................. 80

5.1 Comparativa de Ingresos.........................................................................................80

5.2 Tendencias..................................................................................................................83


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico vi Capítulo 5 Análisis Técnico

Capítulo 5: Análisis Técnico

1 Introducción.............................................................................................. 88

2 Requerimientos......................................................................................... 89

3 Telemedida en Tiempo Real.................................................................... 90

3.1 Armario de Telemedidas .........................................................................................91

3.1.1 Sistema de Medidas ...................................................................................91

3.1.2 Concentrador de Comunicaciones...........................................................92

3.2 Comunicaciones.........................................................................................................92

3.2.1 Líneas RDSI...................................................................................................93

3.2.2 Líneas ADSL..................................................................................................94

3.2.3 Análisis de soluciones ................................................................................94

4 Conexión con el SIOS ............................................................................... 96

5 Prestación de Servicios Complementarios ............................................ 98

5.1 Fundamentos .............................................................................................................98

5.2 La RCP..........................................................................................................................99

5.3 Regulación de la Cogeneración............................................................................103

5.3.1 Prioridad en la producción de calor ......................................................103

5.3.2 Prioridad en la producción de electricidad..........................................105

5.3.3 Opciones.....................................................................................................106

5.4 Creación de una Zona de Regulación..................................................................106

5.4.1 Subsistema de Campo .............................................................................108

5.4.2 Subsistema de Control (Despacho de Control)...................................108

5.4.3 Intercambio de Información entre el O.S. y la Zona..........................110

6 Conclusiones ........................................................................................... 112


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico vii Capítulo 6 Análisis de Alternativas

Capítulo 6: Análisis de Alternativas

1 Introducción............................................................................................ 114

1.1 Precio Fijo..................................................................................................................115

1.2 Comisión por Gestión.............................................................................................115

1.3 Tratamiento de Desvíos.........................................................................................117

1.4 Regulación Secundaria...........................................................................................117

2 Caso Estudio............................................................................................ 118

2.1 Precio Fijo..................................................................................................................118

2.2 Comisión por Gestión.............................................................................................119

2.3 Influencia de los Desvíos .......................................................................................121

3 Conclusiones Finales.............................................................................. 124


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico viii Capítulo 7 Bibliografía

Capítulo 7: Bibliografía

1 Bibliografía.............................................................................................. 127

1.1 Normativa:................................................................................................................127

1.2 Técnica:......................................................................................................................129

1.3 Otras Fuentes:..........................................................................................................131

Capítulo 1Introducción y Objeto del Proyecto


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 2 Capítulo 1 Introducción

1 Introducción

El presente proyecto, surgió con motivo de la reciente celebración del primer curso

del Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico llevado a cabo por el

IIT (Instituto de Investigación Tecnológica) y la Universidad Pontificia de Comillas.

Durante un periodo aproximado de nueve meses y contando con más de un centenar

de ponentes, el Master llevó a cabo la formación de especialistas en el nuevo entorno

regulatorio del sector eléctrico.

Como trabajo final de curso, se propuso la realización de una Tesis de Master que

tuviera como fin aplicar los conocimientos adquiridos en las diversas materias

impartidas.

El tema seleccionado para este proyecto, fue la incidencia del nuevo Real Decreto

841/2002 de incentivos para la participación de las instalaciones de régimen especial

en los mercados de producción de energía eléctrica en el que se desarrollaron los

artículos 17,18 y 21 del Real Decreto-Ley 6/2000 sobre la remuneración de la

producción de energía eléctrica en régimen especial.

A pesar de ser un decreto muy esperado, el proceso de tramitación hasta su

publicación final, ha sido largo y tedioso, pasando por el informe positivo del consejo

consultivo de electricidad de la CNE, realizado en febrero de 2002 y tramitado por el

Ministerio de Administraciones Públicas para su aprobación definitiva en Consejo de

Ministros.

Durante los primeros meses del 2002, se encontraba en tramitación una Resolución de

la Secretaría de Estado que adelantaba los efectos del Real Decreto, en lo que

concierne a las plantas de Cogeneración que mantienen el régimen económico del

Real Decreto 2366/1994, según se recoge en la disposición transitoria 2ª del Real

Decreto 1483/2001, por el que se establece la tarifa eléctrica para el 2002. En dicha

disposición se adelantaban las mejoras en la incentivación de acudir al mercado,

prevista para este tipo de plantas en el, hasta entonces, proyecto de Real Decreto.

Ante estas expectativas, las empresas eléctricas y algunos comercializadores ya se

estaban preparando para actuar como agentes vendedores que agrupasen a las



Cogeneradoras, que según esa resolución, podrían acudir al mercado. Pero a pesar de

todo ello, para la mayoría de los productores en régimen especial, su publicación ha

generado una gran incertidumbre frente al nuevo marco regulatorio sobre que

decisiones tomar y como actuar.



2 Objeto del Proyecto

El presente proyecto tiene un triple objetivo, en primer lugar mostrar el panorama

actual de la cogeneración en España y su evolución a lo largo de los años, así como su

importancia en el ahorro de energía primaria frente al resto de energías

convencionales.

En segundo lugar se trata de responder a las consultas más frecuentes generadas por

la normativa actual, sobre como deben actuar las plantas de cogeneración para

mejorar sus resultados de explotación, para ello se ha realizado un análisis tanto

desde el punto de vista económico como técnico que responde a cuestiones tales

como:

• ¿Cuál es la situación actual del mercado liberalizado de energía

eléctrica para el régimen especial?.

• ¿Cómo calcular la actualización de las primas de las instalaciones en

régimen especial?.

• ¿Cómo influyen en el cálculo de las primas la evolución del precio del

combustible?.

• ¿Cuál es el valor del precio de venta de la energía eléctrica para un

productor en régimen especial?.

• ¿Cómo es posible optimizar la contratación de la energía vertida a la

red?.

• ¿Cuál es la evolución previsible de estos precios?.

• ¿Merece la pena, económicamente, mantenerse en el RD 2366 frente

a la venta de energía en el mercado libre?.

• ¿Qué requisitos exige el Operador del Sistema para poder participar

en los mercados eléctricos?.

• ¿Es posible acudir al mercado de regulación y como hacerlo?.



En definitiva, se trata de dar soluciones para minimizar riesgos en un mercado

incierto y fluctuante como es el eléctrico y asegurar a la vez la rentabilidad de las

instalaciones de Cogeneración.

Por último en tercer lugar, se ha propuesto un caso estudio particular compuesto por

un conjunto de plantas de Cogeneración actualmente en operación, que ha permitido

llevar a cabo el análisis cuantitativo y obtener conclusiones, permitiendo ser

fácilmente adaptado para otras instalaciones.



3 Sumario

El desarrollo del trabajo realizado, se ha establecido través de los siguientes

documentos:

Cap. 1 Introducción y Objeto del Proyecto

Cap. 2 La Cogeneración

Cap. 3 Caso Estudio

Cap. 4 Análisis Económico

Cap. 5 Análisis Técnico

Cap. 6 Análisis de Alternativas

Cap. 7 Bibliografía

El capítulo segundo, tras una breve introducción a la cogeneración y a sus diferentes

variantes y aplicaciones, realiza una descripción de la evolución de la Cogeneración

en España a lo largo de los últimos años resaltando su importancia en el contexto

nacional como fuente de energía renovable. Finalmente el capítulo aporta una

descripción del desarrollo de la normativa legal y los sucesivos decretos que la han

regulado, haciendo especial hincapié en el reciente decreto 841/2002.

En el capítulo tercero, se describen las principales características de un conjunto de

plantas de cogeneración, estas plantas se han seleccionado para analizar el impacto

del acceso al mercado sobre casos reales.

En el capítulo cuarto, se realiza un análisis fundamentalmente económico de la

situación de las plantas en el régimen anterior y según el nuevo decreto, para ello se

ha realizado un análisis comparativo de la evolución de los ingresos sobre el conjunto

de plantas que componen el caso estudio.

El capítulo quinto se detiene a exponer la problemática de la nueva regulación desde

un punto de vista técnico, para ello se indican los principales requisitos solicitados por

el Operador del Sistema y se aportan las soluciones más adecuadas.



El capítulo sexto hace uso de toda la información anterior para analizar las diferentes

alternativas que existen en el mercado para acogerse al decreto, exponiendo una

serie de conclusiones y recomendaciones finales.

Finalmente el capítulo séptimo relaciona la bibliografía más significativa utilizada a lo

largo de la redacción del presente proyecto.

Adicionalmente, en los anexos finales se puede encontrar recopilada la normativa

básica empleada.

Capítulo 2La Cogeneración


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 9 Capítulo 2 La Cogeneración

1 La Cogeneración

1.1 Introducción

La cogeneración se define como la producción secuencial de energía eléctrica y/o

mecánica y de energía térmica aprovechable en los procesos industriales a partir de

una misma fuente de energía primaria, y es hoy, una de las mejores alternativas como

método de conservación de energía para la industria, acorde con las políticas de

globalización económica regional e internacional orientadas a lograr un desarrollo

sostenible.

En una planta de generación termoeléctrica se quema normalmente un combustible

fósil para producir vapor a alta temperatura y presión, el cual se hace pasar por una

turbina para generar energía eléctrica. En este proceso, aún en las plantas más

eficientes, se logra la conversión a electricidad de menos del 40% de la energía

disponible como calor en el combustible; el resto se descarga a la atmósfera,

mediante los gases producto de la combustión que salen por la chimenea del

generador de vapor y en los sistemas de condensación y enfriamiento del ciclo

termodinámico. Aunque la cantidad de calor que se desecha a la atmósfera es muy

grande, es de baja temperatura relativa, en otras palabras de baja capacidad para

realizar un trabajo útil dentro de una planta de generación eléctrica.

CombustibleProcesos

Productivos

Energía Eléctrica

Energía Térmica

Venta

Compra

CombustibleAdicional

Industria

Sistema deCogeneración

CentralEléctrica

Compra

Venta

Figura 2-1



Tal y como se muestra en la figura 2-1, la mayoría de los procesos industriales y

aplicaciones comerciales, requieren de vapor y calor a baja temperatura. Mediante la

Cogeneración, se puede combinar la producción de electricidad y calor para los

procesos, aprovechando la energía que de otra forma se desecharía, como ocurre en

las centrales termoeléctricas convencionales. Esta forma de aprovechar el calor de

desecho es lo que convierte a la Cogeneración en una fuente de energía

perteneciente al régimen especial.

1.2 Tipos de Cogeneración

Dependiendo del sistema empleado para generar electricidad, existen diferentes

formas de Cogenerar, a continuación se resumen los principales tipos de

Cogeneración así como sus diferentes ventajas e inconvenientes.

Tipos Ventajas Inconvenientes

Turbinas de Gas

• Amplio rango de aplicaciones

• Gran fiabilidad

• Calor de alta temperatura

• Rango de 0,5 a 100 MW

• Gases con un alto contenido en

oxigeno

• Limitaciones debidas al fuel

• Periodo de Vida

relativamente corto

(<15años)

Turbina de Vapor

• Rendimiento global alto

• Gran seguridad

• Se puede usar cualquier tipo de

fuel

• Largo periodo de vida (>15años)

• Baja proporción electricidad

/ calor

• No permite alcanzar un alto

poder eléctrico

• Gran coste económico

• Arranque lento

Motor Alternativo

• Alta proporción electricidad/calor

• Gran rendimiento eléctrico

• Bajo costo

• Largo periodo de vida (>15años)

• Puede adaptarse a fácilmente a

variaciones según la demanda

• Alto coste de

mantenimiento

• La energía calorífica se

dispersa en grandes

cantidades y a baja

temperatura

Tabla 2-1



1.3 Clasificación de los Sistemas de Cogeneración

1.3.1 En base a la producción de electricidad y calor

Los sistemas de Cogeneración pueden clasificarse de acuerdo con el orden de

producción de electricidad y energía térmica en:

• Sistemas superiores (Topping Cycles)

• Sistemas inferiores (Bottoming Cycles)

Los sistemas superiores de cogeneración (ver figuras 2-2 (a) y (b)), que son los más

frecuentes, son aquellos en los que una fuente de energía primaria (como el gas

natural, diesel, carbón u otro combustible similar) se utiliza directamente para la

generación de energía eléctrica. A partir de la energía química del combustible se

produce un fluido caliente que se destina para generar la energía mecánica y la

energía térmica resultante, el denominado calor residual como vapor o gases

calientes, es suministrada a los procesos industriales ya sea para secado, cocimiento o

calentamiento, que constituyen el segundo escalón. Este tipo de sistemas se utiliza

principalmente en la industria textil, petrolera, celulosa y papel, cervecera,

alimenticia, azucarera, entre otras, donde sus requerimientos de calor son moderados

o bajos con temperaturas entre 250 ºC y 600 ºC.

Figura 2-2

En los sistemas inferiores (ver figura 2-3), la energía primaria se utiliza directamente

para satisfacer los requerimientos térmicos del proceso y la energía térmica residual o

de desecho, se usa para la generación de energía eléctrica en segundo término.



Los ciclos inferiores están asociados con

procesos industriales en los que se presentan

altas temperaturas como el cemento, la

siderúrgica, vidriera y química. En tales

procesos resultan calores residuales del orden

de 900 °C que pueden ser utilizados para la

producción de vapor y electricidad. Figura 2-3

1.3.2 En base al primotor

Otra clasificación generalmente empleada, y quizá la más utilizada, para los sistemas

de cogeneración, es la que se basa en el motor principal empleado para generar la

energía eléctrica.

Los diferentes tipos son:

Clasificación• Cogeneración con turbina de

vapor (A)

• Cogeneración con turbina de

gas (B)

• Cogeneración con ciclo

combinado (C)

• Cogeneración con motor

alternativo (D)Figura 2-4

En las siguiente tabla, se presenta el tipo de tecnología o sistema de cogeneración, la

relación Q/E, y la temperatura del fluido caliente correspondiente que se puede

generar por ese sistema. Lo cual nos da una primera aproximación de la tecnología

que se debe aplicar para cada uno de los procesos específicos.



Sistema de Cogeneración Relación Q/E Temperatura del Fluido Caliente

Turbina de Gas De 1,2 a 4 De 120 a 400ºC

Turbina de Vapor De 2 a 30 De 80 a 150ºC

Motor de Combustión Interna De 0,8 a 2 De 120 a más de 400ºC

Tabla 2-2

En cuanto a la eficiencia del sistema de cogeneración que se puede alcanzar y la

relación Q/E (se define la relación calor/electricidad (Q/E) por la relación de las

demandas máximas térmica y eléctrica, promedio), se observa que estas se encuentran

íntimamente relacionadas con el sistema de cogeneración utilizado, tal como se

muestra en la figura 2-5.

Figura 2-5

Una correcta selección del tipo de Cogeneración permitirá mejorar la eficiencia de

cada proceso.



2 La Cogeneración vs. Sistemas Convencionales

La principal diferencia entre la generación convencional y la cogeneración es la

cantidad de combustible empleado.

En los sistemas de cogeneración el combustible utilizado para generar la energía

eléctrica y térmica es mucho menor que el utilizado en los sistemas convencionales de

generación de energía eléctrica y térmica por separado, es decir, que del 100% de

energía contenida en el combustible, en una termoeléctrica convencional del orden

del 33% se convierte en energía eléctrica, el resto se pierde a través del condensador,

los gases de escape, las pérdidas mecánicas, las pérdidas eléctricas por transmisión y

distribución entre otras.

En los sistemas de cogeneración, se aprovecha hasta el 84% de la energía contenida

en el combustible para la generación de energía eléctrica y calor a proceso (25-30%

eléctrico y 59-54% térmico). Lo anterior se pone de manifiesto en la figura 2-6:

Figura 2-6

A continuación se reflejan las principales características de una planta de

Cogeneración en cuanto a: tecnología, economía, administración de energía y

ecología.

Cogeneración vs. Generación Convencional



2.1 En Tecnología:

Energía Eléctrica

Una central de cogeneración representa disponer de una segunda

fuente de energía eléctrica, además de la red, de alta confiabilidad.

Contribuye a la estabilización de la tensión en la red (dado que

mejora el equilibrio al reducir la intensidad eléctrica circulante desde

las subestaciones de distribución hasta los consumidores) y en

consecuencia, reduce las pérdidas de energía en la red.

Las actuales tecnologías de control permiten asegurar una óptima

calidad de la energía eléctrica generada, tanto en tensión como en

frecuencia, superando en muchos casos a la de la propia red,

inevitablemente influenciables por armónicos y desequilibrios de

carga originados por industrias vecinas.

Energía Térmica

Normalmente implica una renovación del parque de calderas de la

fábrica, que puede eliminar sus equipos más obsoletos y dejar los más

nuevos y eficientes para situaciones de emergencia o para

complemento de los equipos de la central.

Los equipos térmicos de las centrales de cogeneración son muy

convencionales. En muchos casos son equipos que no disponen de un

proceso de combustión, lo que prácticamente elimina su

mantenimiento y permite que su disponibilidad sea muy elevada.

Operación y

Mantenimiento

Existe un mantenimiento muy especializado, que es el que debe

realizarse en determinas áreas de los equipos principales: turbina de

gas, turbina de vapor y motores. Este tipo de mantenimiento debe de

ser contratado (en muchas ocasiones al mismo fabricante del equipo),

el cual tiene un costo muy elevado.

El resto de equipos (calderas, equipos eléctricos, etc.), no requieren de

atenciones especiales, sus costos de operación son bajos. Estas

centrales son completamente automáticas y requieren de muy poca

atención. El mismo personal que lleva las calderas puede ocuparse de

ellas. Es conveniente que exista un técnico encargado de la planta que

la conozca completamente, que se ocupe de su supervisión y que

pueda comunicarse con los fabricantes de los equipos y los encargados

de mantenimiento para eventuales intervenciones.



Combustibles Empleados

El gas natural dentro de la gama de combustibles es el más

conveniente, el que menos contamina y el que permite disponer de

sistemas de generación más modernos y eficientes. Asegura también

la viabilidad de su operación al ser un combustible muy limpio,

también se usan otros combustibles como el fuel-oil..

Seguridad

Las plantas de cogeneración disponen de modernos sistemas de

control y seguridad que impiden accidentes graves. Aunque es

conveniente la contratación de seguros de accidentes y de

incumplimiento para cubrir eventualidades.

Vida del ProyectoLas plantas de cogeneración, adecuadamente mantenidas y operadas

pueden estar operativas entre 20 y 30 años.

2.2 En Economía

Costos Energéticos

En general una planta de cogeneración producirá una energía que

será siempre más económica que la obtenida de la red eléctrica. La

razón de ello esta que su consumo especifico será siempre inferior al

de una planta de energía convencional que no pueda sacar provecho

de sus efluentes térmicos (es decir, la generada por las grandes

centrales termoeléctricas)

El mayor o menor ahorro está muy vinculado con las políticas de

subsidio a las tarifas de la energía eléctrica que pueda tomar el Estado

en determinadas circunstancias

2.3 En Administración de Energía

Control Operativo

La existencia de una Planta de Servicios Auxiliares implica tener un

control operativo detallado de los consumos de energía eléctrica y

térmica del proceso industrial. Eso es siempre positivo, pues permite

reconocer la aparición de ineficiencias dentro del mismo proceso

industrial, que de otra forma posiblemente hubieran pasado

desapercibidos.



2.4 En Ecología

Impacto Ambiental

La cogeneración reduce la emisión de contaminantes, debido

principalmente a que es menor la cantidad de combustible que

consume para producir la misma cantidad de energía útil, es decir

globalmente contaminan menos porque aprovechan mucho mejor la

energía.

Además los sistemas de cogeneración suelen utilizar tecnologías más

avanzadas y combustibles más limpios como el gas natural.



3 Importancia de la Cogeneración por suRendimiento Energético

En la tabla 2-3 se ha comparado el ahorro en energía primaria producido por los

diferentes tipo de Cogeneración anteriormente comentados, dicha tabla ilustra

perfectamente la importancia de la cogeneración en el ahorro energético.

Cogeneración Convencional

Sistema

Energía

Producida

Kw/hRend.

Total

Energía

Primaria

Consumida

Kw/h

Rend

Total

Energía

Primaria

Consumida

Kw/h

Energía

Primaria

Recuperada

Electric. 26,5 0,33 80,3

Calor 54,4 0,93 58,5Turbina

Gas

Total 80,9 81% 100 138,8 28%

Electric. 15 0,33

Calor 75 0,93Turbina

Vapor

Total 90 90% 100 126,1 21%

Electric. 36 0,33 109

Calor 34 0,93 36,6Motor

Alterno

Total 70 70% 100 145,6 31%

Electric. 17 0,33 51,5

Calor 69,7 0,93 74,9

Turbina

Gas con

PostcombTotal 86,7 87% 100 126,4 21%

Tabla 2-3



3.1 Rendimiento Eléctrico

El rendimiento eléctrico para una planta de generación viene dado por la siguiente

expresión: ( )

QVEì

+=

Siendo:

- Q = consumo de energía primaria, con referencia al poder calorífico inferior del

combustible utilizado

- V = unidades térmicas de calor útil demandado por la(s) industria(s), la(s)

empresa(s) de servicios o el (los) consumidor(es) final(es) para sus necesidades. Se

considera, para la evaluación de la demanda de calor útil, los equipos

consumidores de energía térmica, a los que abastecerá la instalación de

producción eléctrica en régimen especial, ubicados en uno o varios espacios y que

forman parte de los activos de la entidad consumidora.

- E = energía eléctrica generada medida en bornes de alternador y expresada como

energía térmica, con un equivalente de 1 kWh = 860 kcal.

Se considera como energía primaria imputable a la producción de calor útil (V) la

requerida por calderas de alta eficiencia en operación comercial.

Se fija un rendimiento para la producción de calor útil del 90 por 100, revisable según

la evolución tecnológica de estos procesos.

3.2 Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE)

El rendimiento eléctrico equivalente (REE) de una instalación se determina teniendo

en cuenta el punto anterior mediante la expresión: ( )[ ]V/0,9-QE

REE =

Para la determinación del REE en el momento de extender el Acta de Puesta en

Marcha de una instalación, se contabilizan los parámetros E, V y Q durante un

período ininterrumpido de dos horas de funcionamiento a carga nominal. A los

efectos de justificar el cumplimiento del REE en la declaración anual, se utilizan los

parámetros E, V y Q acumulados durante dicho período.



Es condición necesaria para poder acogerse al régimen especial regulado para

Energías Renovables, que el rendimiento eléctrico equivalente de la instalación,

promedio de un período anual, sea igual o superior al que le corresponda según el

combustible utilizado. Este es uno de los criterios que nos limita su operación junto

con la demanda de la industria anfitriona.

C Gas natural y GLP en turbinas de gas y otras tecnologías 59 % REE

Gas natural y GLP en motores térmicos 55 % REE

Combustibles sólidos 49 % REE

Combustibles líquidos en motores eléctricos 56 % REE

Combustibles líquidos en centrales con calderas 49 % REE

En las instalaciones que usan varios tipos de combustibles convencionales se aplica a

cada uno el rendimiento mínimo exigido, en función de la energía eléctrica y de la

energía primaria que les sean técnicamente imputables.

Si se utilizara combustible convencional distinto de los anteriormente mencionados,

se solicitará de la Dirección General de la Energía el establecimiento del rendimiento

mínimo exigido para dicho combustible.

Para la verificación del Rendimiento Eléctrico Equivalente, tanto para las instalaciones

existentes como nuevas, se instalarán equipos de medida locales y totalizadores. Cada

uno de los parámetros E, Q y V deberá tener como mínimo un equipo de medida.

El REE, es en definitiva el parámetro más importante de una planta de Cogeneración,

ya que es el que determina si será considerada como energía en régimen especial o

no.



4 Importancia Relativa de la Cogeneración

Una vez analizadas las principales características de la Cogeneración con respecto a

los sistemas de generación tradicionales, en este apartado, se pone de manifiesto su

importancia relativa dentro del parque de generación Español, donde queda de

manifiesto que la Cogeneración junto con el resto de las energías renovables van

adquiriendo cada vez una mayor importancia en el conjunto nacional.

4.1 Importancia de las Energías Renovables Respecto a las Energías Tradicionales

Figura 2-7

La figura 2-7 muestra la evolución del

consumo de energía primaria previsto en

el Plan de Fomento de las Energías

Renovables. En dicha figura se encuentran

las predicciones de consumo de energía

hasta el 2010 y la importancia que tienen

las energías renovables respecto a las

convencionales

En la figura 2-8 se compara el

abastecimiento según la fuente de

energía.

Figura 2-8



4.2 Importancia de la Cogeneración Respecto a las Energías Renovables

En este apartado se pone de manifiesto la importancia de la Cogeneración en España

frente al resto de Energías Renovables.

4.2.1 Energía eólica

El viento puede ser aprovechado por aerogeneradores para generar electricidad. Hoy

en día, la energía eólica es la fuente de energía que crece más rápido en el mundo. A

finales del 2001, la energía eólica produjo la equivalencia de 24 centrales nucleares

(24.000 MW). Hay modelos que afirman que para el 2010 la energía eólica podría

cubrir el 10% del consumo global de energía. La tecnología de los aerogeneradores

ha mejorado mucho en los últimos diez años; ahora son mucho más silenciosos y

eficientes de forma que la electricidad generada a partir del viento compite hoy en

día con centrales térmicas y nucleares. Los aerogeneradores están también

empezando a ser emplazados en el mar; en el futuro mucha de nuestra electricidad

podría provenir de centrales eólicas marinas.

España es actualmente el tercer país a escala mundial por capacidad instalada de

generación de electricidad a partir de la energía eólica. En el 2001 había 3.350 MW de

potencia instalada, equivalente a casi la mitad de la potencia instalada nuclear.

4.2.2 Energía Solar

La cantidad de radiación solar que llega sobre la superficie de la Tierra es alrededor

de 3000 veces la cantidad total de energía utilizada por la humanidad en la

actualidad. Una de las maneras de explotar la energía solar es mediante células

fotovoltaicas. Un modulo de células fotovoltáicas (FV) utiliza tecnología de

semiconductores para convertir la radiación solar (incluso en días nublados) en

electricidad. La mayoría de los módulos fotovoltáicos disponibles hoy en día utilizan

silicio residual de la industria de fabricación de chips de ordenador como material

semiconductor. Estos módulos pueden ser integrados en edificios e incluso integrarlos

en las tejas de los tejados de forma que es prácticamente imposible distinguirlos de

las tejas normales.

El calor del sol también puede ser utilizado. La energía solar puede ser utilizada para

calentar agua directamente mediante colectores especiales. Incluso en invierno, una

cantidad útil de agua puede ser calentada a partir de colectores instalados en los



tejados, Una forma incluso más fácil de utilizar energía solar es diseñar los edificios

para que aprovechen al máximo la irradiación solar. Mediante la utilización de este

diseño "solar pasivo" la mayor parte de la energía que utilizamos para calefacción,

iluminación y aire acondicionado podría ahorrarse

A pesar de ser España uno de los países desarrollados que más luz solar directa recibe,

la implantación de paneles fotovoltaicos en España aún no ha llegado al nivel de

otros países, como Alemania, donde el clima no es tan favorable para su utilización.

En el año 2000 la potencia instalada de energía fotovoltáica era de 11,37 MW. Según

las previsiones que se manejan en el Plan de Fomento de las Energías Renovables

(PFER), la energía fotovoltáica podría llegar a tener, en 2010, una potencia instalada

de 144 MW, aunque el mercado potencial de energía fotovoltaica en nuestro país es

estimado por el IDAE en 2.300 MW, por otra parte España es el primer país

exportador de paneles fotovoltaícos.

4.2.3 Energía Hidroeléctrica

Las turbinas hidráulicas se han utilizado para generar electricidad desde hace muchos

años. Aunque la mayor parte de los emplazamientos para grandes centrales

hidroeléctricas ya han sido utilizados, hay todavía un gran potencial para proyectos

más pequeños. Estos pueden utilizar una pequeña presa o un desnivel artificial en el

río que tienen un impacto mínimo sobre el ecosistema local. Las centrales

hidroeléctricas tienen que cumplir con unos requerimientos ecológicos básicos a

escala local, de manera que se preserven las funciones ecológicas básicas del río. Por

ello se suele distinguir entre presas de más de 10 MW de potencia y las que están por

debajo de ese límite. Estas últimas reciben el nombre de centrales minihidráulicas y se

suelen incluir entre las fuentes de energía renovable debido a su escaso impacto

sobre los ecosistemas de los ríos.

En el año 2000 las centrales hidroeléctricas en España tenían un potencial de

generación de electricidad de 16.524 MW equivalente a un 37,5% del total de la

potencia instalada. En el mismo año se generó un 15,8% de la electricidad a partir de

estas centrales.

4.2.4 Energía de la Biomasa

Los residuos de las cosechas o plantas específicas con un gran contenido energético

pueden ser utilizados para hacer funcionar pequeñas centrales eléctricas. Según van



creciendo las plantas absorben dióxido de carbono (el principal gas causante del

cambio climático), que luego es devuelto a la atmósfera cuando las plantas son

quemadas en las centrales. De esta forma la utilización de la biomasa no añade

dióxido de carbono a la atmósfera. Las plantas con un alto contenido energético no

solo son una fuente de energía eléctrica sino también pueden ser una nueva

oportunidad económica para los agricultores.

En España, en el 2000, había 114 MW de potencia instalados que utilizaban la

biomasa o el biogás como fuente de energía. El objetivo para el año 2010 es tener

1.879 MW de biomasa y 78 MW de biogás.

Figura 2-9

4.2.5 Cogeneración

La cogeneración es una tecnología puntera que produce electricidad y agua caliente

para calefacción al mismo tiempo en plantas que queman gas natural. La

cogeneración resulta en un uso más eficiente de los recursos de manera que se

reducen las emisiones de CO2 de forma significante. Por ello, la electricidad generada

por plantas de cogeneración que utilizan gas natural como combustible puede ser

incluida hasta un máximo del 50% en productos de electricidad verde. La

cogeneración puede estar incluida en esquemas de electricidad verde de algunos

países y excluida en otros, y se considera como una solución intermedia para reducir

las emisiones, especialmente si se transforman centrales de carbón en centrales de

cogeneración de gas natural.

En España, en el 2000, había 4.924 MW de potencia instalados de cogeneración

distribuidos en 750 instalaciones. En ese año la cogeneración cubrió el 8% de la

demanda de electricidad española.



5 La Cogeneración en España

5.1 El comienzo de la Cogeneración

La cogeneración no es un proceso nuevo, su aplicación data de principios de siglo, la

encontramos en los ingenios azucareros, en las plantas de papel, siderúrgicas y en

otros procesos. Sin embargo, su aplicación no obedecía, como lo es ahora, a la

necesidad de ahorrar energía, sino al propósito de asegurar el abastecimiento de la

energía eléctrica, que en esos años era insuficiente y con un suministro no demasiado

fiable.

Conforme las redes eléctricas se extendieron (subsidiando en no pocas ocasiones el

precio de la electricidad) y el suministro de energía eléctrica se hizo más seguro,

resultaba más barato abastecerse de la red pública. Así, los proyectos de cogeneración

poco a poco se fueron abandonando. Más tarde, debido al incremento en el costo de

la energía eléctrica, la problemática ambiental y al desarrollo tecnológico de los

equipos, la Cogeneración volvió a ser rentable renaciendo principalmente, en el

ámbito industrial.

Por el lado del desarrollo tecnológico, la cogeneración recibe su impulso tecnológico

más importante en los años ochenta, cuando se inicia la aplicación de las turbinas

aeroderivadas en la generación de energía eléctrica, es decir, se toman las turbinas

utilizadas en la aviación comercial y con pequeñas modificaciones se adaptan a tierra

y se acoplan a generadores eléctricos que las transforman, por primera vez, en grupos

turbogeneradores industriales

Al mismo tiempo, se desarrollan nuevos materiales de alta resistencia mecánica para

la fabricación de alabes de turbinas y se emplean materiales cerámicos de alta

resistencia térmica en la construcción de cámaras de combustión. Lográndose

actualmente rendimientos energéticos en las turbinas de gas del orden del 36%,

(contra 15-20% obtenido en los años sesenta) y mejorándose los ciclos

termodinámicos tradicionales.

La Cogeneración aporta muchos efectos positivos a un país, como son por ejemplo la

mejora de su rendimiento energético, la disminución de las emisiones globales, la



atomización de la producción, la distribución de los efectos nocivos de la producción

energética a cada demanda, así como la mejora de productividad global y de la

tecnológica de la industria, etc. En todos ellos, España está todavía muy lejos de

países como Dinamarca, Austria o Países Bajos (ver figura 2-10)

Figura 2-10

5.2 Evolución de la Potencia Instalada y la Energía Generada

En este apartado se describe la evolución que está sufriendo el parque de plantas de

Cogeneración en España.

Como aún es pronto para dar una estadística exacta del 2002 se presentan datos de

los nuevos proyectos puestos en marcha en el 2000/01. Durante esos años

comenzaron a funcionar 82 nuevas plantas de cogeneración que acumulaban una

potencia instalada de 440 MW. Si se comparan estas cifras con las previsiones que se

esperaban se da la situación de que se han puesto en operación solamente el 60% de

los proyectos en fase de ejecución, el resto de los mismos o bien se han ralentizado y

entraron en funcionamiento durante el año 2002 o bien se han aplazado temporal o

definitivamente.



En la figura puede verse la distribución de los nuevos proyectos por comunidades

autónomas.

Figura 2-11

De la figura 2-11 se desprende que Valencia, Castilla-León, Aragón, Galicia y Cataluña

son las regiones donde más plantas se han realizado, con una media de diez

Cogeneraciones por Comunidad, lo cual suma más del 50% del total de España.

Figura 2-12

Si atendemos al tamaño de estas

instalaciones (ver Figura 2-12), el 90% de

las mismas tienen menos de 10 MW de

potencia, mientras que el 97,5% no

alcanza los 25 MW.

Todas las nuevas plantas con más de 10

MW están acogidas al Real Decreto

2366/94.

El rango con más centrales (63% del total) se encuentra en el tramo de 1-5 MW con

un 63%, mientras que el paro más acusado se ha dado en el rango 10-25 MW donde

los estudios demuestran que la rentabilidad de los proyectos es menor.

Con respecto a la ubicación de las plantas (datos pertenecientes a la cogeneración

industrial) el sector líder ha sido el agroalimentario con 28 nuevos proyectos y más de

150 MW instalados; no obstante, en este sector sólo se ha realizado el 50% de lo que

estaban previstos. El otro sector que ha presentado mayor desarrollo (ver Figura 2-10)



es el de materiales de construcción con un 21%, principalmente en el subsector de la

cerámica estructural. Mencionar como curiosidad que un sector típicamente

cogenerador como es el azulejero sólo ha realizado un proyecto durante el 2000/01.

Figura 2-13

En cuanto al sector terciario se han puesto en funcionamiento 16 nuevas

instalaciones, la mitad de las cuales están ubicadas en estaciones de depuración de

aguas residuales. Con relación a la tecnología empleada, sólo se han puesto en

marcha siete proyectos con turbina de gas, mientras que el resto de las plantas

utilizan como máquina motriz el motor alternativo.

Para finalizar esta serie de datos estadísticos decir que con respecto al combustible

utilizado, se sigue con la tendencia de los últimos años siendo el gas natural el

hidrocarburo más combustionado por las ventajas que presenta. En segundo lugar se

encuentran los combustibles líquidos, los cuales se emplean solamente en un 20% de

las nuevas instalaciones (fundamentalmente fuelóleo).

5.3 Evolución por Número de Plantas

Si analizamos la evolución del número de plantas de cogeneración experimentada

durante la década de los 90 (ver Figura 2-14), se observa el retroceso que se está

produciendo en los últimos años. Pese a ello, seguimos siendo uno de los países



europeos que más proyectos sigue ejecutando anualmente. Las cifras acumuladas de

la cogeneración, al finalizar el año 2000 ascendían a una potencia instalada próxima a

los 5 Gw, distribuidos en unas 750 instalaciones.

La energía vertida a la red por los productores en régimen especial fue en el 2000 de

unos 27.000 GWh, lo que supone un 13% de la generación neta y un 12% de

incremento con respecto a 1999. Si tenemos en cuenta que los cogeneradores están

aportando el 65% del total del régimen especial estaríamos hablando de unos 17.000

GWh de energía vertida a la red por las plantas de cogeneración.

Figura 2-14

Atendiendo al régimen económico al que están acogidas las instalaciones que hay en

operación, la figura 2-15 muestra la distribución de las mismas en función de su

tamaño.

Así podemos ver que el 80% de las instalaciones están acogidas al régimen del R.D.

2366 y sólo el 20% al régimen del R.D. 2818. Es por ello que el estudio realizado en

este proyecto se centra fundamentalmente en las plantas acogidas al R.D. 2366. De

hecho todas las plantas que forman el caso estudio estaban adscritas al 2366.

Por otra parte la generación de las plantas acogidas al 2818 en volumen de

generación es significativamente más pequeña, la inmensa mayoría de las plantas

acogidas al R.D. 2818 tienen menos de 10 MW, entre 10 y 25 MW sólo hay 12

instalaciones y con más de 25 MW no hay ninguna.



Figura 2-15

5.4 Situación Actual de las Plantas en Operación

Durante el año 2000/01, los cogeneradores vieron cómo su cuenta de resultados

empeoraba llegando a ser negativa en algunos casos. Las motivos principales son: la

subida del precio del petróleo (que repercute directamente en el precio del fuelóleo y

gasóleo y por indexación en el precio del gas), la paridad del dólar frente al euro (lo

que repercute además de en el precio del combustible, en los costes de operación y

mantenimiento) y por último la bajada del precio de la electricidad debido al proceso

de transición a la competencia del sector eléctrico.

La Cogeneración depende fundamentalmente de la relación que haya en cada

momento entre el precio de la electricidad y el precio del combustible que utilice. Si

observamos la evolución de éstos, vemos que durante los últimos 5 años el precio de

venta de la electricidad para la cogeneración ha bajado alrededor del 15%, mientras

que el precio del combustible (gas natural por ejemplo) en los últimos 12 meses ha

subido un 55%. Es decir, tenemos un precio de combustible alto en relación con el

precio de la electricidad.

Esta descompensación afecta principalmente a los cogeneradores acogidos al R.D.

2366 (80% del total y objeto del caso estudio) ya que, en su régimen económico no

existe una vinculación entre el precio de la electricidad vertida a la red y el precio del

combustible, como existe en el 2818.

Si analizamos la evolución de la energía cedida a la red por los cogeneradores

durante los últimos años frente al precio del combustible que está utilizando se

obtiene como conclusión que a medida que ha ido subiendo éste la energía vertida a

la red ha ido decreciendo.



Esto quiere decir que, ni siquiera los 440 MW que se han puesto en funcionamiento

los últimos años, han sido suficientes para compensar las paradas (sobre todo en

horas valle) o reducciones de carga de las plantas que estaban en funcionamiento.

Si atendemos a las plantas que están acogidas al régimen económico del R.D. 2818, la

situación es ligeramente más estable que para las del R.D. 2366 ya que el precio de la

energía cedida queda ligado a través de la prima al precio del gas natural. De esta

manera están compensadas por el incremento del 33% que ha experimentado el

valor de la prima para el año2001.

Esto nos lleva a pensar que a pesar de sus ventajas y su importancia, la Cogeneración

esta siendo maltratada regulatoriamente en los últimos años, lo que esta

produciendo que muchas empresas se replanteen la ejecución de proyectos de

Cogeneración.

(*) Fuentes estadísticas:

I.D.E.A. (Boletín Eficiencia Energética y Energías Renovables

Dirección General de la Energía de la Comisión Europea

C.N.E. Comisión Nacional de Energía



6 Novedades Legislativas

El fuerte crecimiento que había experimentado la implantación de sistemas de

cogeneración, fundamentalmente asociada a procesos industriales, durante la última

década no ha tenido su colofón durante el cierre del siglo XX. La liberalización del

sector eléctrico y la situación coyuntural por las que está pasando el sistema

energético han repercutido seriamente no sólo en los cogeneradores españoles sino

también en otros países de la Unión Europea.

Este marco energético en el que se mueven los cogeneradores ha afectado en primer

lugar a las plantas que se encuentran en explotación comercial, las cuales han visto

fuertemente reducidos sus márgenes llegando incluso a tener pérdidas, y en segundo

lugar a las nuevas inversiones, en donde los promotores han decidido esperar a una

mayor tranquilidad del panorama energético para afianzarse una rentabilidad

mínima.

Por otro lado el retroceso experimentado por la aportación de los cogeneradores a la

producción eléctrica global de la Unión pone en peligro el cumplimiento del objetivo

establecido en la Estrategia Comunitaria para promocionar la producción combinada

de calor y electricidad, lo que a su vez supone una menor contribución a la reducción

de las emisiones de CO2.

Todo esto ha desembocado en la necesidad de nuevas medidas legislativas…

En el mes de Junio del 2000 se publicó el RDL 6/2000 sobre medidas urgentes de

intensificación de la competencia que afecta a los Cogeneradores, los principales

puntos se reflejan en el Capítulo II (Gases Combustibles) en el cual se elimina el

umbral de consumo mínimo de gas que exigía la Ley para tener la condición de

consumidor cualificado y poder recibir ofertas de diferentes empresas

comercializadoras.

En este sentido la Administración ha hecho uso del artículo 18 de la Directiva

Comunitaria sobre el mercado interno del gas y decidió eliminar ese mínimo de

consumo que afectaba a un gran número de cogeneradores.



Con respecto al sector eléctrico (Capítulo III del RDL), las principales novedades están

en los artículos 17 y 18.

El objeto del Artículo 17 consiste en tratar de incentivar a los cogeneradores a que

presenten ofertas al mercado de producción. En este sentido este artículo obliga a las

instalaciones con potencia mayor de 50 MW (que estaban acogidas al R.D. 2366) a

realizar ofertas al operador de mercado recibiendo a cambio en concepto de la

garantía de potencia 0,009015 €/kWh (1,5 pesetas/kWh) vertido a la red.

Por otro lado, las instalaciones de autoproducción mayores de 5 MW (bien acogidas al

R.D. 2366 o al R.D. 2818) se les da la opción de realizar ofertas al operador de

mercado recibiendo, además de la prima que le corresponda, en concepto de garantía

de potencia 0,009015 €/kWh (1,5 pesetas/kWh). También se ofrece a los

cogeneradores la opción de utilizar agentes vendedores para llevar a cabo la gestión

de su energía excedentaria frente al operador de mercado.

Con respecto al Artículo 18, que es el que ha creado una mayor polémica entre los

cogeneradores, radica en el tema de los desvíos y de quién debe asumirlos. En este

sentido, se exige a los cogeneradores con más de 10 MW la obligación de comunicar

las previsiones de excedentes en cada periodo de horario con una antelación de 30

horas a las distribuidoras. En el caso de que la desviación entre la energía

programada y la vertida sea superior en un +-5%,se le aplicaría una penalización

sobre el precio de los excedentes.

Posteriormente en agosto de 2002, se publicó el nuevo R.D. que desarrolla entre otros

la regulación de las ofertas económicas presentadas por los productores del Régimen

Especial al Operador del Mercado así como la programación a corto plazo de los

excedentes vertidos por las instalaciones afectadas por el Artículo 18 del RDL 6/2000.

El R.D. 841/2002 donde se desarrolla los tres artículos del Real Decreto-Ley 6/2000

anteriormente mencionados.

• Artículo 17:

- Incentivación de participación voluntaria de instalaciones >1MW en el

mercado.

- Finalización del periodo transitorio para las instalaciones existentes

>50MW

• Artículo 18:



- Medidas complementarias para determinadas instalaciones que no

participan en el mercado, con el fin de separar los efectos de sus desvíos

sobre las distribuidoras

• Artículo 21:

- Regulación de los contratos bilaterales entre productores en régimen

especial y comercializadores

Operador delMercado

ComisiónNacional de la

Energía

InstalacionesRégimenEspecial

Distribuidora

Ofertas al Mercado

Comunicación dela energía vertida

Comunicación de energíay/o incentivos pagados

Pago de la prima o incentivocorrespondiente por energíarealmente vertida

Reconocimiento de lasprimas e incentivos pagadosy liquidación

Liquidación del OM=+ Mercado Diario+ Servicios Complementarios+ Garantía de potencia 0,9 cent€/kWh- Coste del desvío

Figura 2-16

Adicionalmente, este decreto ha

introducido un incentivo transitorio a la

Cogeneración que participa en el

mercado cuando los precios del gas

natural superan 1,2 cts€/th PCS (2 PTA/th

PCS).

El mecanismo de participación del

régimen especial en el mercado según el

R.D. 841 queda resumido en la figura 2-

16, de esta forma la planta de

Cogeneración, tiene que presentar

ofertas directamente al Operador del

Mercado además de comunicar al

distribuidor la energía realmente

vertida a la red.

Las liquidaciones del mercado se realizan a través de OMEL y las liquidaciones de las

primas se realizan a través de la distribuidora/CNE.

Capítulo 3Caso Estudio


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 36 Capítulo 3 Caso Estudio

1 Caso Estudio

En el capítulo anterior, se ha analizado como, a pesar de la importancia de la

Cogeneración desde el punto de vista de su rendimiento energético, el número de

proyectos disminuía debido fundamentalmente al incremento de los precios de los

combustible y al tipo de remuneración.

Antes de pasar a determinar si el nuevo decreto de incentivación a la competencia es

una salida viable tanto técnica como económica para estas plantas, hemos

seleccionado un conjunto de plantas actualmente en operación que nos suministrarán

los datos necesarios (fundamentalmente regulatorios) para realizar el análisis de una

forma cuantitativa.

Adicionalmente este estudio nos permitirá validar las hipótesis realizadas, chequear la

coherencia de los resultados y obtener conclusiones fiables.

A continuación se describen las principales características del grupo de plantas

seleccionado.



Planta Nº 1

Descripción General de la Planta:

Generación de vapor sobrecalentado a alta y baja presión en

una caldera de recuperación aprovechando los gases de

escape de dos turbogrupos de gas RLM-6000. El vapor se

expande en una turbina a contrapresión existente en

fábrica, y el vapor B.P. se usa en el proceso de fábrica.

Prestaciones de la Instalación:

q Potencia de Turbinas de Gas: 2 x 40 MW

q Caudal de Vapor H.P.: 2 x 43,7 t/h

q Temperatura de Vapor H.P.: 470 ºC

q Presión de Vapor H.P.: 62 bar

q Caudal de Vapor L.P.: 2x9,3 t/h

q Temperatura de Vapor L.P.: 195ºC

q Presión de Vapor L.P.: 5 bar

q Combustible: Gas Natural

Datos de Regulación:

q Tipo de Discriminación Horaria: 3

q Zona de Discriminación Horaria: 1

q Coeficiente Media Utilización: 2.4

q Fecha Comienzo Grupo Principal: 19-feb-01

q Fecha Comienzo Grupo Secundario: 19-feb-01



Planta Nº 2


Los gases de la combustión del fuel-oil en un

motogeneradore generan vapor en sendas calderas de

recuperación de calor para su uso en fábrica. El calor

disipado por los circuitos de refrigeración del

motogenerador se usa para producir agua desmineralizada

en una desaladora.


q Potencia Motor Diesel: 25 MW

q Caudal de Vapor: 2 x 3,5 t/h

q Temperatura de Vapor: 165 ºC

q Presión de Vapor: 62 bar

q Caudal de Agua Desmineralizada: 900 m3/día

q Combustible: Fuel-oil nº1





q Fecha Comienzo Grupo Principal: 7-jul-99



Planta Nº 3


Los gases de un turbogrupo de gas (PGT-16) generan vapor

sobrecalentado en una caldera de recuperación de calor

para expandirlo en un turbogrupo de vapor, generando

electricidad y energía térmica en forma de agua caliente

para su uso.


q Potencia de Turbinas de Gas: 13 MW

q Potencia Turbina de Vapor: 7 MW

q Caudal de Vapor: 30 t/h



q Caudal agua caliente: 1.400 m3/h

q Combustible: L.N.G





q Fecha Comienzo Grupo Principal: 19-feb-99



Planta Nº 4


El vapor generado por los gases de escape de un turbogrupo

de gas (RLM-1600) en una caldera de recuperación de calor,

se expande en un turbogrupo de vapor a condensación. Una

extracción de vapor va a fábrica y el vapor de condensación

va a una desaladora, produciendo agua desmineralizada.


q Potencia de Turbinas de Gas: 10 MW

q Potencia Turbina de Vapor: 10 MW



q Presión de Vapor: 40 kg/cm2

q Caudal agua desmineralizada: 1.000 m3/día

q Combustible: L.N.G.




q Coeficiente Media Utilización: 2..2

q Fecha Comienzo Grupo Principal: 10-sep-95

q Fecha Comienzo Segundo Grupo: 09-oct-96



Planta Nº 5


Producción de vapor saturado y agua caliente en una

caldera de recuperación de calor aprovechando los gases de

dos motores (BV 16M640). El calor disipado por los circuitos

de refrigeración de los motores se usa para calentar el agua

de alimentación.


q Potencia Motores Dieses: 2 x 5 MW




q Combustible: Fuel-oil B.I.A.





q Fecha Comienzo Grupo Principal: 01-abr-99

q Fecha Comienzo Segundo Grupo: 01-jun-00

Capítulo 4Análisis Económico


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 43 Capítulo 4 Análisis Económico

1 Introducción

El nuevo R.D. 841/2002, tal y como ha sido descrito en el capítulo 2, permite a las

instalaciones en régimen especial acudir al mercado eléctrico.

El objetivo de este capítulo es realizar un análisis puramente económico y centrado

sobre la influencia en los ingresos que implica el acudir a mercado o permanecer a

tarifa y aplicarlo a las plantas de cogeneración que forma el caso estudio.

La optimización económica de una instalación de Cogeneración, requiere de un

análisis previo, los valores y datos necesarios en nuestro caso han sido extraídos de los

facilitados a través del caso estudio descrito en el capítulo 3.

1.1 Estudio previo

El primer paso en el estudio económico de una instalación implica el recabar toda la

información de la planta y del proceso asociado, determinándose parámetros de

carácter general tales como:

• Naturaleza de los equipos de generación eléctrica (turbinas de gas,

motores..)

• Número de unidades de que se disponen

• Potencia total instalada en la planta

• Rendimiento eléctrico de los equipos

• Rendimiento térmico posible de los equipos instalados

• Potencia y energía consumida en la instalación asociada

1.2 Condiciones particulares de la instalación

Una vez analizadas las características de la planta se deben estudiar las condiciones

particulares de la instalación, ya que estas fijaran el calendario de operación:



• Compromisos y necesidades de energía térmica

• Compromisos y necesidades de adquisición de combustible

• Compromisos de tratamiento de residuos

Una vez determinados todos estos parámetros estamos en disposición de realizar el

estudio económico, la metodología de trabajo ha sido calcular los ingresos esperados

para el 2003 en el escenario de mantener las plantas a tarifa y en el caso de acudir al

mercado, y posteriormente analizar la influencia de los diversos parámetros que

actúan así como obtener conclusiones fiables.



2 Ingresos a Tarifa

2.1 Régimen económico

El objetivo de este apartado es determinar y cuantificar los ingresos que las plantas

de cogeneración del caso estudio tendrán durante el año 2003 en la situación de

mantenerse acogidas al R.D. 2366/94.

Este estudio está realizado de tal forma que se pueda extrapolar fácilmente a

cualquier otra planta acogida al mismo decreto.

El R.D. establece el precio medio que tendrán que abonar las empresas distribuidoras

a estos productores. El precio de los excedentes vertidos a la red de servicio público

tiene en cuenta los costes evitados a largo plazo y toma como referencia las tarifas

eléctricas. Los costes incluidos en tarifas no evitados por está producción, así como los

debidos a la necesaria diversificación, utilización de energías renovables y

disminución del impacto medioambiental, se tienen en cuenta a través de un

coeficiente que afecta a la facturación total de la energía cedida por estas

instalaciones al sistema eléctrico. Dicho coeficiente toma asimismo en consideración la

modulación de los precios de estas energías de manera que, éstas obtengan una

retribución mayor los primeros años de vida útil de las instalaciones con respecto al

precio medio teórico que resulta de la aplicación del criterio del coste evitado.

Para la fijación de precios se tiene en cuenta la potencia eléctrica de la instalación,

como parámetro determinante de la tensión teórica de entrega, y la garantía de

potencia, características de la energía, y periodos horarios como elementos de medida

de la calidad de la energía entregada.

El precio de venta de la energía cedida por los productores al sistema eléctrico tiene

una estructura binómica, y está compuesta por un término de facturación de la

potencia y un término de facturación de la energía cedida y, cuando proceda, por

recargos o descuentos como consecuencia de la discriminación horaria o del factor de

potencia.



2.2 Facturación

La facturación por la venta de energía para las plantas acogidas al R.D. 2366/94 viene

determinada por la aplicación de la fórmula siguiente:

( ) AIK xERDH T xE T xPFITRD ecp2366 −±±+= ff

En la cual los términos indican lo siguiente:

• ITRD2366: Ingresos a tarifa según el Real Decreto 2366

• PF: Potencia a facturar expresada en kW

• Tp: Término de potencia

• Ec: Energía cedida en kWh

• Te: Término de energía

• DH: Complemento por discriminación horaria

• ER: Complemento por energía reactiva

• Kf: Coeficiente que decrece conforme aumenta la edad de la planta.

• AI: Abono por incumplimiento de potencia

Los términos de potencia y energía son publicados anualmente en el expediente de

tarifas.

A continuación se determinan los valores de los diferentes parámetros para las

plantas consideradas.

2.2.1 Términos de Potencia y Energía (Tp y Te)

Los términos de potencia y energía (Tp y Te) aplicables a cada grupo de instalaciones,

se publican anualmente por el Ministerio de Industria y se actualizan con la variación

media de las tarifas eléctricas.

Los términos varían según el siguiente rango de potencias (MVA):

• P<15: Tarifa 3.2

• 15<P<30: Tarifa 3.3

• 30<P<100: Tarifa 3.4

Los valores de Tp y Te para el año 2002 están publicados en el R.D. 1483/2001 Anexo

IV (ver apendices), en el que se establecen las tarifas eléctricas para el 2002.



Estos valores se resumen en la tabla 4-1 adjunta:

Potencia Instalada (MVA) Tp €/kW y mes ∆Tp respecto 2001 Te €/kW y mes ∆Te respecto 2001

P<15 9,556092 +0.44% 0,04327 +0.42%

15<P<30 9,261597 +0.39% 0,041701 +0.41%

30<P<100 8,979121 +0.40% 0,040494 +0.41%

Tabla 4-1

2.2.2 Coeficientes (Kf)

El coeficiente Kf, depende de la antigüedad de la planta y de otro coeficiente Kp,

calculándose de la siguiente forma: ppccff KKK ∗=

Siendo:

• Kp: Coeficiente de aportación a la política energética.

Este coeficiente tiene un valor fijo dependiendo únicamente del tipo de instalación,

para las plantas de cogeneración su valor es de 1,06.

• Kc: Coeficiente de costes incluidos en tarifas no evitados.

El coeficiente Kc toma un valor decreciente durante cinco años a partir de la fecha del

acta de puesta en marcha de la instalación y es constante a partir de dicho periodo.

En la tabla 4-2, se adjuntan los coeficientes Kc para los cinco primeros años de vida de

la instalación.

Potencia Instalada (MVA) Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 y sig.

P<15 1 0,98 0,95 0,90 0,85

15<P<30 1 0,98 0,95 0,90 0,81

30<P<100 0,99 0,95 0,90 0,85 0,78

Tabla 4-2



2.2.3 Complemento por discriminación horaria (DH)

Los tipos de discriminación horaria a los que pueden optar los distintos abonados son

los siguientes:

• Tipo 0. «Tarifa nocturna» con contador de doble tarifa. Sólo será aplicable a

los abonados a la tarifa 2.0.

• Tipo 1. Discriminación horaria sin contador de tarifa múltiple. De aplicación

a los abonados con potencia contratada igual o inferior a 50 kW.

• Tipo 2. Discriminación horaria con contador de doble tarifa. De uso general.

• Tipo 3. Discriminación horaria con contador de triple tarifa sin

discriminación de sábados y festivos. De uso general.

• Tipo 4. Discriminación horaria con contador de triple tarifa y discriminación

de sábados y festivos. De uso general.

• Tipo 5. Discriminación horaria estacional con contador de quíntuple tarifa.

De uso general pero será incompatible con el complemento por

estacionalidad y con tarifas que en su definición estén excluidas de este tipo

de discriminación.

El complemento de discriminación horaria estará constituido por un recargo o

descuento que se calculará de cuerdo con la siguiente fórmula:

∑ ∗∗=ii

100CETDH i

cm

En la que:

• DH: Recargo o descuento en €.

• Ec: Energía cedida en cada uno de los periodos horarios definidos para cada

tipo de discriminación horaria en kWh

• Ci: Coeficiente de recargo o descuento especificado en la Orden Ministerial

de 12 de enero de 1995

• Tm: Precio del término de energía de la tarifa general

En nuestro caso la discriminación horaria de las plantas es de los tipos 3 y 4

Los valores se encuentran publicados en la Orden Ministerial de 12 de enero de 1995

(ver anexos) y que se resume en la tabla 4-3.



Tipo de Discriminación Horaria Valle Llano Punta

Tipo 3 -43 0 70

Tipo 4 -43 0 100

Tabla 4-3

2.2.4 Complemento por Energía Reactiva (ER)

Para el cálculo de este complemento se sigue lo indicado en la Orden de Tarifas de

12/1/95 en donde se indica que el complemento por energía reactiva estará

constituido por un recargo o descuento porcentual y se aplicará sobre la totalidad de

la facturación básica.

La facturación básica (Fb) se define según la fórmula: ( ) ( )ecp TETPFFb ∗+∗=

Siendo:

• Fb = Facturación básica

• PF = Potencia a facturar

• Tp = Término de potencia

• Ec = Energía cedida

• Te = Término de energía

Por otra parte el recargo / descuento porcentual Kr se obtiene de la expresión:

21cos

17(%)K

2−=

ϕrr

La aplicación de esta fórmula da los resultados siguientes para los valores de cos ϕque a continuación se indican. Los valores intermedios deben obtenerse de la misma

fórmula y no por interpolación lineal.

Cos ϕ 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65 0,60 0,55 0,50

Recargo % - - 0,0 2,5 5,6 9,2 13,7 19,2 26,2 35,2 47,0

Descuento % 4,0 2,2 0,0 - - - - - - - -

Tabla 4-4



2.2.5 Potencia a Facturar (PF)

La potencia a facturar se expresa en kW y se determina de acuerdo a la siguiente

formula:

vllp 0,2Pgd0,3Pgd0,5PgdPF ++=

Siendo Pgdp, Pgdll y Pgdv las potencias garantizadas disponibles en punta, llano y valle

respectivamente.

Para determinar las potencias garantizadas disponibles, el cogenerador debe fijar

para cada año eléctrico (noviembre - octubre) la potencia garantizada (Pg) así como

el coeficiente de disponibilidad garantizado (d) de la instalación.

De esta forma la potencia garantizada disponible viene determinada por la siguiente

expresión:

( )( )do1

dodPgPgd

−−

=

Siendo do = 0,30 (disponibilidad por debajo de la cual no se abona el término de

potencia)

2.2.6 Incumplimiento de la potencia garantizada (AI)

Para determinar el cumplimiento de la garantía de potencia se integra en cada

periodo horario anualmente la energía entregada con una potencia igual o inferior a

la potencia garantizada.

Cuando la potencia sea superior a la garantizada se considera solamente la energía

correspondiente a la potencia garantizada.

Se considera cumplido el compromiso de potencia siempre que la energía calculada

sea igual o superior a: Pg*d*H

Siendo:

• Pg= Potencia garantizada en el período horario

• d= disponibilidad en tanto por uno

• H= Horas anuales del periodo considerado



En caso de ser inferior el productor abonará a la empresa distribuidora la diferencia

de energía resultante en cada período, al precio correspondiente al período de

incumplimiento, calculado de acuerdo con las siguientes fórmulas:

Periodo de punta: [(0,5Tp)/Hp] + Te +Ci/100*Tej

Periodo de llano: 0,3Tp/HII + Te

Periodo de valle: 0,2Tp / Hv + Te +Ci/100 Tej

Siendo:

• Tp: Termino de potencia

• Hp: Horas de punta del período de faturación, para el tipo de discriminación

horaria elegido

• Tej: Término de energía correspondiente a media utilización de acuerdo con

la tarifa de aplicación.

2.2.7 Término de Utilización Media

El término de energía de media utilización se obtiene de la orden de tarifas a partir

del coeficiente de media utilización.

Tabla de Coeficientes de Utilización Media Tp (Euro/kW y mes) Te (Euros/kWh)

2.1 No superior a 36 kV 3,870518 0,057457

2.2 Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV 3,660164 0,053791

2.3 Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV 3,539961 0,052228

2.4 Mayor de 145 kV 3,449809 0,050545

Tabla 4-5



2.2.8 Facturación según RD 2366/1994

La siguiente tabla resume el procedimiento de facturación descrito en los apartados

anteriores.

Facturación según RD 2366/1994

FT = Facturación Total = ( Pf * Tp + Ec * Te + DH + ER ) * Kf

Pf * Tp = Complemento Potencia

Tp = Término de Potencia según Tarifa Eléctrica 2002

Pf = Potencia a Facturar = 0,5 * Pgdp + 0,3 * Pgdll + 0,2 * Pgdv

Pgdp = Potencia Garantizada Disponible en Punta = Pgp * ( d - d0 ) / ( 1 - d0 )

Pgp = Potencia Garantizada en Punta

Pgdll = Potencia Garantizada Disponible en Llano = Pgll * ( d - d0 ) / ( 1 - d0 )

Pll = Potencia Garantizada en Llano

Pgdv = Potencia Garantizada Disponible en Valle = Pgv * ( d - d0 ) / ( 1 - d0 )

Pgv = Potencia Garantizada en Valle

d = Coeficiente de Disponibilidad de la Planta

d0 = 0,3

Ec * Te = Complemento Energía

Ec = Energía Cedida a la Red

Te = Término de Energía según Tarifa Eléctrica 2002

DH = Complemento por Discriminación Horaria

DH = ( Ecp * 0,7 + Ecll * 0 - Ecv * 0,43 ) * Tm ---> Discriminación Horaria Tipo 3 / Zona 4

Ecp = Energía Cedida a la Red en Punta

Ecll = Energía Cedida a la Red en Llano

Ecv = Energía Cedida a la Red en Valle

Tm = Término de Energía en Media Utilización para 66 KV según Tarifa Eléctrica 2001

ER = Complemento por Energía Reactiva

ER = 0,04 * ( Pf * Tp + Ec * Te )

Pf * Tp = Complemento Potencia

Ec * Te = Complemento Energía

Kf = Coeficiente

Kf = Kc + Kp

Kc = Coeficiente de Costes Incluidos en Tarifas No Evitados

Kp = Coeficiente de Aportación a la Política Energética

Tabla 4-6



2.3 Análisis Caso Estudio

Las plantas seleccionadas para el caso estudio, se encuentran descritas en el capítulo

3.

2.3.1 Datos de las plantas

A continuación se indican los parámetros de las plantas considerados:

• Potencia del grupo principal (dato de la planta)

• Potencia del segundo grupo (dato de la planta)

• Tipo de discriminación horaria (dato de la planta)

• Zona de discriminación horaria (dato de la planta)

• Coeficiente media utilización (dato de la planta)

• Fecha comienzo grupo principal (dato de la planta)

• Años de antigüedad segundo grupo (dato de la planta)

• Coeficiente de costes grupo principal (Kc1) (calculado según la tabla 4-4)

• Coeficiente de costes segundo grupo (Kc2) (calculado según la tabla 4-4)

• Coeficiente de aportación (Kp) (fijado por el RD2366)

• Coeficiente Kf (calculado según el apartado 2.2.2)

• Tm - Termino de energía de media utilización (calculado según la tabla 4-5)

• Tp - Término de potencia (según la tabla 4-1)

• Te - Término de energía (según la tabla 4-1)



PlantasParámetros PlantasPlanta 1 Planta 2 Planta 3 Planta 4 Planta 5

Potencia grupo principal (MW) 40,000 25,000 20,000 10,000 5,000

Potencia segundo grupo (MW) 40,000 - 10,000 5,000

Tipo discriminación horaria 3 3 3 3 4

Zona discriminación horaria 1 4 4 4 4

Coeficiente media utilización (Tm) 2,4 2,3 2,3 2,2 2,2

Fecha comienzo grupo principal 19-feb-01 7-jul-99 19-feb-99 10-sep-95 1-abr-99

Fecha comienzo segundo grupo 19-feb-01 - - 9-oct-96 1-jun-00

Años de antigüedad grupo principal 2 4 4 8 4

Años de antigüedad segundo grupo 2 - - 7 3

Coeficiente de costes grupo principal (Kc1) 0,95 0,90 0,90 0,85 0,90

Coeficiente de costes segundo grupo (Kc2) 0,95 - - 0,85 0,95

Coeficiente de aportación (Kp) 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06

Coeficiente Kf 1,00700 0,95400 0,95400 0,90100 0,980500

Tm - Término de energía de media utilización 0,050545 0,052228 0,052228 0,053791 0,053791

Tp - Término de potencia según tarifa eléctrica 2002 8,979121 9,261597 9,261597 9,556092 9,556092

Te - Término de energía según tarifa eléctrica 2002 0,040494 0,041701 0,041701 0,04327 0,04327Tabla 4-7



2.3.2 Hipótesis

En la determinación de los ingresos esperados para el 2003 en la situación de

mantenerse a tarifa, se han realizado las siguientes hipótesis:

• Se parte de los últimos valores tarifarios correspondientes al 2002. Siendo

esta la mejor estimación dada la incertidumbre regulatoria

• Consideramos iguales las potencias garantizadas (Pgp, Pgll y Pgv) y las

potencias garantizadas disponibles (Pgdp, Pgdll y Pgdv) es decir esto nos lleva

a considerar un coeficiente de disponibilidad (d) para cada planta igual a la

unidad. Esta hipótesis implica que la potencia declarada es la potencia

disponible, lo cual a efectos cualitativos no nos afecta.

• Consideramos un régimen de funcionamiento de 24 horas a plena carga.

• No se estima penalización por incumplimiento de potencia.

Con estas hipótesis y empleando el procedimiento de cálculo descrito, podemos

determinar las potencias garantizadas disponibles en punta, llano y valle (Pgdp, Pgdll y

Pgdv) así como la energía cedida (Tabla 4-8) en valores unitarios teniendo en cuenta el

número de horas de punta, llano y valle para cada mes.

Meses-03 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total

Ec Punta (MW) 150 150 150 120 120 120 120 120 120 150 150 150 1620

Ec Llano (MW) 330 330 330 360 360 360 360 360 360 330 330 330 4140

Ec Valle (MW) 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 2880

Tabla 4-8



2.3.3 Resultados de Facturación

El cálculo se encuentra realizado en valores unitarios, es decir se determinan los

ingresos por MW de potencia instalado en cada planta.

Planta 1ª

Mes Pf (kW) Pf*Tp (€) Ec*Te (€) DH (€) ER (€) Facturación (€)

Ene-03 1.000 8.979,12 29.155,68 90,98 1.525,39 40.029,43

Feb-03 1.000 8.979,12 29.155,68 90,98 1.525,39 40.029,43

Mar-03 1.000 8.979,12 29.155,68 90,98 1.525,39 40.029,43

Abr-03 1.000 8.979,12 29.155,68 -970,46 1.525,39 38.960,56

May-03 1.000 8.979,12 29.155,68 -970,46 1.525,39 38.960,56

Jun-03 1.000 8.979,12 29.155,68 -970,46 1.525,39 38.960,56

Jul-03 1.000 8.979,12 29.155,68 -970,46 1.525,39 38.960,56

Ago-03 1.000 8.979,12 29.155,68 -970,46 1.525,39 38.960,56

Sep-03 1.000 8.979,12 29.155,68 -970,46 1.525,39 38.960,56

Oct-03 1.000 8.979,12 29.155,68 90,98 1.525,39 40.029,43

Nov-03 1.000 8.979,12 29.155,68 90,98 1.525,39 40.029,43

Dic-03 1.000 8.979,12 29.155,68 90,98 1.525,39 40.029,43

Total 107.749,44 349.868,16 -5276,88 18.304,68 473.939,94

Tabla 4-9



Planta 2ª


Ene-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Feb-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Mar-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Abr-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

May-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Jun-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Jul-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Ago-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Sep-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Oct-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Nov-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Dic-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Total 111.139,2 360.296,64 -5.452,62 18.857,4 462.537,96

Tabla 4-10



Planta 3ª


Ene-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Feb-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Mar-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Abr-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

May-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Jun-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Jul-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Ago-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Sep-03 1.000 9.261,60 30.024,72 -1.002,78 1.571,45 38.021,66

Oct-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Nov-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Dic-03 1.000 9.261,60 30.024,72 94,01 1.571,45 39.068,00

Total 111.139,2 360.296,64 -5.452,62 18.857,4 462.537,96

Tabla 4-11



Planta 4ª


Ene-03 1.000 9.556,09 31.154,40 96,82 1.628,42 38.234,60

Feb-03 1.000 9.556,09 31.154,40 96,82 1.628,42 38.234,60

Mar-03 1.000 9.556,09 31.154,40 96,82 1.628,42 38.234,60

Abr-03 1.000 9.556,09 31.154,40 -1.032,79 1.628,42 37.216,82

May-03 1.000 9.556,09 31.154,40 -1.032,79 1.628,42 37.216,82

Jun-03 1.000 9.556,09 31.154,40 -1.032,79 1.628,42 37.216,82

Jul-03 1.000 9.556,09 31.154,40 -1.032,79 1.628,42 37.216,82

Ago-03 1.000 9.556,09 31.154,40 -1.032,79 1.628,42 37.216,82

Sep-03 1.000 9.556,09 31.154,40 -1.032,79 1.628,42 37.216,82

Oct-03 1.000 9.556,09 31.154,40 96,82 1.628,42 38.234,60

Nov-03 1.000 9.556,09 31.154,40 96,82 1.628,42 38.234,60

Dic-03 1.000 9.556,09 31.154,40 96,82 1.628,42 38.234,60

Total 114.673,08 373.852,8 -5.615,82 19.541,04 452.708,52

Tabla 4-12



Planta 5ª


Ene-03 1.000 9.556,09 31.154,40 2.517,42 1.628,42 43.981,63

Feb-03 1.000 9.556,09 31.154,40 2.517,42 1.628,42 43.981,63

Mar-03 1.000 9.556,09 31.154,40 2.517,42 1.628,42 43.981,63

Abr-03 1.000 9.556,09 31.154,40 903,69 1.628,42 42.399,37

May-03 1.000 9.556,09 31.154,40 903,69 1.628,42 42.399,37

Jun-03 1.000 9.556,09 31.154,40 903,69 1.628,42 42.399,37

Jul-03 1.000 9.556,09 31.154,40 903,69 1.628,42 42.399,37

Ago-03 1.000 9.556,09 31.154,40 903,69 1.628,42 42.399,37

Sep-03 1.000 9.556,09 31.154,40 903,69 1.628,42 42.399,37

Oct-03 1.000 9.556,09 31.154,40 2.517,42 1.628,42 43.981,63

Nov-03 1.000 9.556,09 31.154,40 2.517,42 1.628,42 43.981,63

Dic-03 1.000 9.556,09 31.154,40 2.517,42 1.628,42 43.981,63

Total 114.673,08 373.852,8 20.526,66 19.541,04 518.286

Tabla 4-13



A partir de la facturación anual por MW y las horas de funcionamiento podemos

determinar el ingreso medio por planta y kWh, el cual se resume en la tabla 4-14

adjunta.

Planta ITRD 2366 (cEuros/kWh)

Planta 1ª 5,48542

Planta 2ª 5,35345

Planta 3ª 5,35345

Planta 4ª 5,23968

Planta 5ª 5,99868

Tabla 4-14



3 Ingresos Mercado Diario

3.1 Régimen Económico

Con la publicación del Real Decreto 841/2002 de 2 de agosto, se regula la

incentivación en la participación de las instalaciones de producción de energía

eléctrica en régimen especial en el mercado de producción.

El objetivo de este apartado es determinar y cuantificar los ingresos que las plantas

de cogeneración del caso estudio obtendrán durante el año 2003 en la situación de

que decidan acogerse a éste nuevo decreto y acudir al mercado.

Para ello el R.D. 841/2002, lleva a cabo el desarrollo reglamentario de los artículos

17,18 y 21 del Real Decreto - Ley 6/2000, de Medidas urgentes de intensificación de la

competencia en mercados de bienes y servicios, regulando las ofertas económicas de

venta de energía a través del operador del mercado de determinadas instalaciones de

producción en régimen especial entre las que se encuentra la cogeneración.

Este estudio está realizado de tal forma que se pueda extrapolar fácilmente a

cualquier otra planta que decida acudir al mercado.



3.2 Facturación

Según el RD 841/2002, a efectos de la liquidación, cuando una instalación de régimen

especial decide acudir al mercado, los ingresos que percibirá serán los siguientes:

OPBSINCGPPMDIMD −++=

Siendo:

• IMD: el Ingreso en el Mercado Diario según R.D. 841/2002

• PMD: Precio del Mercado Diario

• GP: Garantía de Potencia

• INC: Incentivo

• OPBS: Obligación de pago por banda de regulación secundaria

3.2.1 Garantía de Potencia (GP)

El término de garantía de potencia viene fijado en el R.D. 841/2002 y tiene un valor

de 0,009015 €/kWh (1,5 pesetas/kWh)

3.2.2 Precio del Mercado Diario (PMD)

En la estimación de los precios de mercado, se ha optado por un criterio conservador,

considerando los precios medios de los doce últimos meses.

De esta forma dada la tendencia del mercado al alza, nos mantenemos en un

escenario desfavorable en el que los precios se mantienen.

La información para el cálculo de los precios medios del mercado han sido obtenidos

de la web de Omel.

Los valores medios mensuales de casación estimados se recogen en la siguiente tabla

4-15:



Mes PMC cEur/kWh) año

Ene-03 6,38858 2002

Feb-03 3,89146 2002

Mar-03 3,46765 2002

Abr-03 3,90943 2002

May-03 3,93152 2002

Jun-03 4,19580 2002

Jul-03 4,67394 2002

Ago-03 3,13342 2002

Sep-03 3,74770 2001

Oct-03 4,00710 2001

0

1

2

3

4

5

6

7

Enero

Febr

ero

Mar

zoAbri

lM

ayo

Junio Jul

io

Agosto

Sept

iembr

e

Octubr

e

Noviem

bre

Diciem

bre

cc€/k

Wh

/k

Wh

Precio Mercado Diario

Nov-03 3,57373 2001 Figura 4-1

Dic-03 4,81574 2001

Media Anual 4.14467

Tabla 4-15

3.2.3 Incentivo (INC)

El Incentivo transitorio a percibir para aquellas plantas que utilizan como combustible

principal gas natural o combustibles líquidos derivados del petróleo viene estipulado

por el RD 841/2002 según la formula:

[ ]e(mes)e(2000)ebásico TTCPrimaINCINC −−−=

Siendo:

• INC: Incentivo

• INCbásico: Incentivo básico según la potencia instalada

• Ce: Consumo específico según la potencia instalada

• Te(2000): Valor medio del término de energía de la tarifa de gas natural del

año 2000



• Te(mes): Valor medio del término de energía de la tarifa de gas natural del

mes correspondiente (de esta forma se internaliza en el incentivo la

variación del precio de los combustibles)

3.2.3.1 Incentivo Básico (INCbásico)

El incentivo básico viene determinado por el RD 841/2002 en función de la potencia

de la instalación acorde a la siguiente tabla:

INCbásico (Euros/kWh)

P<=15 MWh 0,021035

15<P<=30 MWh 0,018030

30<P<=100 MWh 0,015025

Tabla 4-16

3.2.3.2 Prima

La prima viene establecida por el RD 2818/1998 y sólo se usa para las instalaciones a

las que es aplicable el régimen económico de dicho Real Decreto.

3.2.3.3 Consumo Específico (Ce)

El consumo específico viene determinado por el R.D. 841, expresado en te(PCS)/kWh y

varía en función de la potencia de la instalación acorde a la siguiente tabla:

Ce (te(PCS)/kWh)

P<=15 MW 1,73

P>15 MW 1,61

Tabla 4-17

3.2.3.4 Valor medio del término de la tarifa de gas natural del año 2000 (Te(2000))

Este valor resulta: 0,017196 €/te(PCS), siendo el factor de conversión 1kWh = 0,86

te(PCS).



3.2.3.5 Valor medio del término de la tarifa de gas natural del mes correspondiente(te(mes))

El término te(mes) o término de energía de la tarifa general del gas natural del mes

correspondiente ha quedado derogado con la entrada en vigor de la orden

ECO/302/2002 de 15 de febrero por la que se establecen los peajes y cánones

asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas. En su lugar se utiliza el

término variable Tv vigente a primeros de mes correspondiente al subgrupo 2.4, de

los precios de las tarifas de suministro de gas para consumidores de gas natural con

carácter firme.

Actualizada según resolución de 10 de julio de 2002 de la Dirección General de

Política Energética y Minas, por la que se hacen públicas las tarifas de suministro de

gas natural, el coste unitario de la materia prima y el precio de cesión.

Ajustando este término a Euros por termia obtenemos el valor en la siguiente tabla.

Término Variable Tv (2.4) Fecha €/kwh €/te(PCS)

P<=15 MW 10-jul-02 0.013454 0.015644

Tabla 4-18

3.2.4 Obligación de Pago por Banda de Regulación Secundaria (OPBS)

De acuerdo a las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía

Eléctrica publicadas en el BOE del 20 de abril de 2001, y en particular en la regla

número 21 "Procedimiento de Liquidación", apartado 21.4 "Mercado de Servicios

Complementarios de Regulación Secundaria" se determinan las obligaciones de pago

derivadas de los costes por banda de regulación secundaria correspondiente, en

proporción a la energía eléctrica del programa horario final.

Se aplica a los titulares de unidades de producción que no estén incluidas en una

zona de regulación.

El cálculo de esta expresión se determina mediante la expresión:

∑ ∑+=

EC(h)(h)EP(h)EP

CFB(h)x(h)OPBSFZR

PlantasPlantas

Siendo:



• OPBSplantas(h): Obligación de pago del conjunto de las plantas en la hora "h"

por banda secundaria

• CFB(h): Coste fijo de la banda de regulación secundaria en la hora "h"

• EPplantas(h): Energía producida por el conjunto de las plantas en la hora

"h"

• ∑∑ + EC(h)(h)EPFZR : "Energía de Reparto", energía producida, en la hora

"h", por todas las unidades de generación fuera de zona de regulación

secundaria, más la energía demandada, en la hora "h" por distribuidoras

comercializadoras, clientes y contratos bilaterales.

3.2.4.1 Coste Fijo de la Banda de Regulación Secundaria hora "h" (CFB(h)

El coste fijo de la banda de regulación secundaria horario es publicado mensualmente

por OMEL a través de su página web, ficheros ZIP_COMUN_AAAA_MM_DD (ver

Figura 4-2).

Figura 4-2

Para realizar el cálculo se han utilizado los ficheros correspondientes al 2001 y 2002.

Estos valores promedios para cada mes se resumen en las tablas 4-19A y 4-19B

adjuntas:

Meses Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 Ene-02 Feb-02

CFB(€) 7.219.820 6.818.434 4.906.620 15.247.136 15.952.794 8.736.705

Tabla 19-A



Meses Mar-02 Abr-02 May-02 Jun-02 Jul-02 Ago-02

CFB(€) 5.432.683 6.867.314 14.241.891 16.389.334 28.302.340 32.451.973

Tabla 4-19-B

3.2.4.2 Energía Producida por el conjunto de las plantas en la hora h (EPplantas(h))

Nuevamente realizando la operación en magnitudes unitarias por MW de potencia

instalada y con el mismo régimen de funcionamiento que en el caso anterior,

obtenemos que la energía producida viene dada por la tabla 4-20.

3.2.4.3 Energía de Reparto

La energía de reparto está publicada diaria y mensualmente en la página web de

OMEL y se puede descargar mediante los ficheros ZIP_COMMUN_AAAA_MM_DD (ver

Figura 4-2).

Los resultados obtenidos de estos ficheros se resumen en las tablas 4-20A y 4-20B :

Meses Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 Ene-02 Feb-02

Energía de Reparto (MWh)) 14.582.583 14.674.024 15.376.925 16.231.846 16.620.120 14.600.428

Tabla 4-20A

Meses Mar-02 Abr-02 May-02 Jun-02 Jul-02 Ago-02

Energía de Reparto (MWh)) 14.979.922 14.482.620 14.651.403 15.216.029 16.546.630 15.186.552

Tabla 4-20-B



3.2.4.4 Cálculo de la obligación de Pago por Banda de Regulación Secundaria (OPBS)por MW instalado.

Mes CFB (€) Energía de Reparto (MWh) CFB Unitario (c€/kWh)

Sep-01 7.219.820 14.582.583 0,049510

Oct-01 6.818.434 14.674.024 0,046466

Nov-01 4.906.620 15.376.925 0,031909

Dic-01 15.247.136 16.231.846 0,093933

Ene-02 15.952.794 16.620.120 0,095985

Feb-02 8.736.705 14.600.428 0,059839

Mar-02 5.432.683 14.979.922 0,036266

Abr-02 6.867.314 14.482.620 0,047418

May-02 14.241.891 14.651.403 0,097205

Jun-02 16.389.334 15.216.029 0,107711

Jul-02 28.302.340 16.546.630 0,171046

Ago-02 32.451.973 15.186.552 0,213689

Media septiembre 2001 - agosto 2002 0,087581

Media enero 2002 - agosto 2002 0,103645

Tabla 4-21

Se han considerado dos promedios debido a la fuerte variación que está sufriendo el

CFB al alza, de esta forma nos basamos en mayor medida en los valores más recientes

y más fiables.



3.3 Análisis Caso Estudio

3.3.1 Datos de las plantas

En el caso estudio los parámetros a emplear serían los siguientes:

Planta Grupo INCbásico (€/kWh) Prima 2818/98 Ce (te(PCS)/kWh) Te(2000) (€/te(PCS)

Planta 1ª d 0,015025 - 1,61 0,017196

Planta 2ª d 0,018030 - 1,61 0,017196

Planta 3ª d 0,018030 - 1,61 0,017196

Planta 4ª d 0,021035 - 1,73 0,017196

Planta 5ª d 0,021035 - 1,73 0,017196

Tabla 4-21

3.3.2 Hipótesis

En la determinación de los ingresos esperados para el 2003 en la situación de acudir al

mercado eléctrico según el R.D. 841, se han empleado las mismas hipótesis realizadas

en el caso de permanecer a tarifa:

• Se parte de los últimos valores de mercado correspondientes a los últimos

12 meses previos al estudio.

• Consideramos iguales las potencias garantizadas y las potencias

garantizadas disponibles es decir esto nos lleva a considerar un coeficiente

de disponibilidad (d) para cada planta igual a la unidad. Esta hipótesis

implica que la potencia declarada es la potencia disponible, lo cual a efectos

cualitativos no nos afecta.

• Consideramos un régimen de funcionamiento de 24 horas a plena carga.

• No se estima penalización por incumplimiento de potencia.

Con estas hipótesis podemos determinar el resultado de la facturación.



3.3.3 Resultado de Facturación

Una vez determinados los parámetros necesarios para cada planta, podemos calcular

la facturación de las plantas acudiendo a mercado.

La facturación prevista para cada planta vendrá dada por:



Planta 1ª

Mes Pmdiario (c€/kWh) GP (€/kWh) Te(Tv(2.4,mes) (€/te) Incentivo (€/kWh) Facturación (€)

ene-03 6,38858 0,009015 0,01564 0,01253 61.507,72

feb-03 3,89146 0,009015 0,01564 0,01253 43.528,48

mar-03 3,46765 0,009015 0,01564 0,01253 40.476,98

abr-03 3,90943 0,009015 0,01564 0,01253 43.657,86

may-03 3,93152 0,009015 0,01564 0,01253 43.816,85

jun-03 4,19580 0,009015 0,01564 0,01253 45.719,70

jul-03 4,67394 0,009015 0,01564 0,01253 49.162,27

ago-03 3,13342 0,009015 0,01564 0,01253 38.070,56

sep-03 3,74770 0,009015 0,01564 0,01253 42.493,38

oct-03 4,00710 0,009015 0,01564 0,01253 44.361,03

nov-03 3,57373 0,009015 0,01564 0,01253 41.240,82

dic-03 4,81574 0,009015 0,01564 0,01253 50.183,28

Total 544.218,93

Tabla 4-22



Planta 2ª


ene-03 6,38858 0,009015 0,01564 0,01553 63.671,32

feb-03 3,89146 0,009015 0,01564 0,01553 45.692,08

mar-03 3,46765 0,009015 0,01564 0,01553 42.640,58

abr-03 3,90943 0,009015 0,01564 0,01553 45.821,46

may-03 3,93152 0,009015 0,01564 0,01553 45.980,45

jun-03 4,19580 0,009015 0,01564 0,01553 47.883,30

jul-03 4,67394 0,009015 0,01564 0,01553 51.325,87

ago-03 3,13342 0,009015 0,01564 0,01553 40.234,16

sep-03 3,74770 0,009015 0,01564 0,01553 44.656,98

oct-03 4,00710 0,009015 0,01564 0,01553 46.524,63

nov-03 3,57373 0,009015 0,01564 0,01553 43.404,42

dic-03 4,81574 0,009015 0,01564 0,01553 52.346,88

Total 570.182,13

Tabla 4-23



Planta 3ª


ene-03 6,38858 0,009015 0,01564 0,01553 63.671,32

feb-03 3,89146 0,009015 0,01564 0,01553 45.692,08

mar-03 3,46765 0,009015 0,01564 0,01553 42.640,58

abr-03 3,90943 0,009015 0,01564 0,01553 45.821,46

may-03 3,93152 0,009015 0,01564 0,01553 45.980,45

jun-03 4,19580 0,009015 0,01564 0,01553 47.883,30

jul-03 4,67394 0,009015 0,01564 0,01553 51.325,87

ago-03 3,13342 0,009015 0,01564 0,01553 40.234,16

sep-03 3,74770 0,009015 0,01564 0,01553 44.656,98

oct-03 4,00710 0,009015 0,01564 0,01553 46.524,63

nov-03 3,57373 0,009015 0,01564 0,01553 43.404,42

dic-03 4,81574 0,009015 0,01564 0,01553 52.346,88

Total 570.182,13

Tabla 4-24



Planta 4


ene-03 6,38858 0,009015 0,01564 0,01835 65.700,84

feb-03 3,89146 0,009015 0,01564 0,01835 47.721,60

mar-03 3,46765 0,009015 0,01564 0,01835 44.670,11

abr-03 3,90943 0,009015 0,01564 0,01835 47.850,98

may-03 3,93152 0,009015 0,01564 0,01835 48.009,98

jun-03 4,19580 0,009015 0,01564 0,01835 49.912,82

jul-03 4,67394 0,009015 0,01564 0,01835 53.355,40

ago-03 3,13342 0,009015 0,01564 0,01835 42.263,68

sep-03 3,74770 0,009015 0,01564 0,01835 46.686,50

oct-03 4,00710 0,009015 0,01564 0,01835 48.554,16

nov-03 3,57373 0,009015 0,01564 0,01835 45.433,94

dic-03 4,81574 0,009015 0,01564 0,01835 54.376,40

Total 594.536,41

Tabla 4-25



Planta 5


ene-03 6,38858 0,009015 0,01564 0,01835 65.700,84

feb-03 3,89146 0,009015 0,01564 0,01835 47.721,60

mar-03 3,46765 0,009015 0,01564 0,01835 44.670,11

abr-03 3,90943 0,009015 0,01564 0,01835 47.850,98

may-03 3,93152 0,009015 0,01564 0,01835 48.009,98

jun-03 4,19580 0,009015 0,01564 0,01835 49.912,82

jul-03 4,67394 0,009015 0,01564 0,01835 53.355,40

ago-03 3,13342 0,009015 0,01564 0,01835 42.263,68

sep-03 3,74770 0,009015 0,01564 0,01835 46.686,50

oct-03 4,00710 0,009015 0,01564 0,01835 48.554,16

nov-03 3,57373 0,009015 0,01564 0,01835 45.433,94

dic-03 4,81574 0,009015 0,01564 0,01835 54.376,40

Total 594.536,41

Tabla 4-26



A partir de la facturación anual por MW y las horas de funcionamiento podemos

determinar la facturación media por planta en c€/kWh, lo cual se resume en la tabla

adjunta.

Planta Facturación Media Mercado (c€/kWh) OPBSPlantas (c€/kWh) IMD841 (c€/kWh)

Planta 1ª 6,29883 0,087581 6,21125

Planta 2ª 6,59933 0,087581 6,51175

Planta 3ª 6,59933 0,087581 6,51175

Planta 4ª 6,88121 0,087581 6,79363

Planta 5ª 6,88121 0,087581 6,79363

Tabla 4-27



4 Costes

Aunque el análisis de costes no es relevante para determinar la ventaja o no de acudir

al mercado, se ha realizado un sencillo análisis de costes con idea de determinar la

importancia relativa que puede tener el acudir al mercado sobre el beneficio de la

planta.

Los principales costes que debemos cuantificar para este tipo de instalaciones son:

4.1 Costes fijos

• Personal:

Jefe de planta

Oficiales electromecánicos de 1ª

Oficiales electromecánicos de 2ª

Auxiliares

• Mantenimiento y conservación de obra civil y resto de instalaciones

Reparaciones de obra civil, pintura y jardinería

Mantenimiento general equipos

• Administración

• Varios (asistencias técnicas, análisis químicos, etc)

• Energía eléctrica adquirida

4.2 Costes variables (asociados a la generación)

• Término de consumo de combustible

• Energía eléctrica adquirida Tº de energía

• Mantenimiento de equipos principales (motores de combustión, turbinas,

máquinas de absorción, etc)



• Reactivos químicos

• Fungibles

4.3 Análisis de Costes

Definimos el coste equivalente o ponderado de generación de una planta como la

suma de costes de generación restando los ahorros producidos por la energía térmica

consumida en la instalación.

Se ha realizado el cálculo para la planta de motores:

Potencia Generada en el Motor 10.000 MW

Coste del Combustible 4,26 c€/kWh

Costes de Operación & Mantenimiento 1,95 c€/kWh

Coste Total en generación eléctrica 6,216,21 c€/kWh

Potencia del agua caliente recuperada del motor 8160 kWh calor

Rendimiento de la caldera 90%

Relación potencia evitada en caldera / potencia generada motores 0,816

Precio del combustible para calderas sobre PCI 1,62 c€/kWh

Ahorro específico de Gas Natural por kWh generado en el motor 1,321,32 c€/kWh

Coste Total equivalente de generación eléctrica 4,894,89 c€/kWh

De esta forma para la planta 5, el incremento en el beneficio viene reflejado en la

figura 4-3

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

c€ /kWh

1 2

Incremento en Incremento en el el BeneficioBeneficio

Beneficio

Figura 4-3

De esta forma el beneficio pasa de 1,1

c€/kWh a 1,9 c€/kWh, lo que supone un

incremento en el beneficio de la

instalación de un 70%.



5 Conclusiones

5.1 Comparativa de Ingresos

Una vez analizados los ingresos obtenidos en ambas situaciones (R.D.2366 vs R.D.841),

el resultado, como era de esperar, muestra que acudiendo al mercado los ingresos

aumentan para todas las plantas.

Este incremento es superior al 10% en todas las plantas del caso estudio, e incluso en

alguna supera el 20%.

La tabla 4-28 muestra esta comparativa.

Planta ITRD 2366 (cEuros/kWh) IMD841 (c€/kWh) ∆ (%) Ingreso

Planta 1ª 5,48542 6,21125 11,69%

Planta 2ª 5,35345 6,51175 17,79%

Planta 3ª 5,35345 6,51175 17,79%

Planta 4ª 5,23968 6,79363 22,87%

Planta 5ª 5,99868 6,79363 11,70%

Tabla 4-28

Por otra parte, el formar parte de una zona de regulación implica que no se incurre

en obligaciones de pago por banda de regulación secundaria (OPBS), existiendo

además la posibilidad de obtener un beneficio adicional ofertando reserva de

secundaria a subir y a bajar

La tabla 4-29 muestra esta comparativa incluyendo el término de pago por banda de

regulación como un ingreso adicional.



Planta ITRD 2366 (cEuros/kWh) IMD841 (c€/kWh) ∆ (%) (c€/kWh)

Planta 1ª 5,48542 6,29883 12,91%

Planta 2ª 5,35345 6,59933 18,88%

Planta 3ª 5,35345 6,59933 18,88%

Planta 4ª 5,23968 6,88121 23,86%

Planta 5ª 5,99868 6,88121 12,83%

Tabla 4-29

La figura 4-4 muestra gráficamente la composición del ingreso, en ella se puede ver el

incremento que supone el acudir a mercado y el entrar en zona de regulación.

Composición del Ingreso en c€/kWh Energía Cedida a la Red

0

1

2

3

4

5

6

7

Planta 1ª Planta 2ª Planta 3ª Planta 4ª Planta 5ª

Tarifa R.D. 2366 Mercado Diario R.D. 841 Zona Regulación

Figura 4-4

Aunque dependiendo de las características de cada planta el incremento del beneficio

es diferente, en todas ellas el acceso al mercado supone una subida apreciable en sus

ingresos.



De igual forma a como se ha mostrado anteriormente se realiza la comparativa,

ahora sobre los ingresos esperados, en los mismos casos: no pertenecer a ninguna

zona de regulación (Tabla 4-30) y pertenecer a una zona de regulación (Tabla 4-31).

Planta ITRD 2366 (€) IMD841 (€) ∆ (€)

Planta 1ª 37.915.223,04 42.932.160,00 5.016.936,96

Planta 2ª 11.563.452,00 14.065.380,00 2.501.928,00

Planta 3ª 9.250.761,60 11.252.304,00 2.001.542,40

Planta 4ª 9.054.167,04 11.739.392,64 2.685.225,60

Planta 5ª 5.182.859,52 5.869.696,32 686.836,80

Tabla 4-30

Para el primer caso, no entrar en zona de regulación, el acceso al mercado produce

un incremento en la facturación de más de doce millones de euros (12.892.469,76 €).

Planta ITRD 2366 (€) IMD841 (€) ∆ (€)

Planta 1ª 37.915.223,04 43.537.519,87 5.622.296,83

Planta 2ª 11.563.452,00 14.254.554,96 2.691.102,96

Planta 3ª 9.250.761,60 11.403.643,97 2.152.882,37

Planta 4ª 9.054.167,04 11.890.732,61 2.836.565,57

Planta 5ª 5.182.859,52 5.945.366,30 762.506,78

Tabla 4-31

Para el segundo caso, entrar en zona de regulación, el incremento en la facturación

es de más de catorce millones de euros (14.065.354,54€).



De igual forma a como se ha mostrado anteriormente, el incremento que supone

sobre la tarifa el acudir al mercado y el entrar en zona de regulación se muestra

gráficamente en la Figura 4-5.

Composición del Ingreso en € de la Energía Cedida a la Red

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50



Figura 4-5

En conclusión, el acceso al mercado nos proporciona unos resultados beneficiosos

desde un punto de vista económico.

5.2 Tendencias

Durante los próximos años, la tendencia es que esta situación debe mantenerse

fundamentalmente por los siguientes motivos:

• La tendencia del mercado es alcista respecto a años anteriores. Así lo pone

de manifiesto la evolución del precio medio del mercado (Figura 4-7), de

hecho el precio medio del mercado diario fue 3,07964 cEuros/kWh en el año

2001; 4,14467 cEuros/kWh en el periodo de septiembre de 2001 hasta

agosto de 2002 y 4,19897 cEuros/kWh en lo que va de año.

En el cálculo realizado se han considerado los precios del mercado de los

doce últimos meses considerándose este un criterio conservador.



Composición del Ingreso en c€/kWh Energía Cedida a la Red

0

1

2

3

4

5

6

7



Evolución del Precio Medio del Mercado

0

1

2

3

4

5

6

7

ene-01 feb-01 mar-01 abr-01 may-01 jun-01 jul-01 ago-01 sep-01 oct-01 nov-01 dic-01 ene-02 feb-02 mar-02 abr-02 may-02 jun-02 jul-02 ago-02 sep-02 oct-02

c€/k

Wh

Figura 4-7

• La retribución a tarifa depende directamente del valor del coeficiente Kf.

Este coeficiente "decrece" conforme aumenta la edad de la planta, hasta

una antigüedad de cinco años. Esto implica que los ingresos a tarifa serán

menores con el paso del tiempo a medida que envejezca la planta.

• El parámetro más influyente en el cálculo de los ingresos en mercado es el

Término Variable de la Tarifa del Gas Natural.

Si igualamos los ingresos a tarifa y los ingresos de mercado, obtenemos:

( ) OPBSINCGPPMD AIK xERDH T xE T xPF ecp −++=−±±+ ff

Manteniendo todos los parámetros constantes excepto el "PMD" y el "te",

obtenemos una línea que nos muestra la frontera, a un lado el ingreso a

tarifa es mayor que el ingreso a mercado y viceversa.

Si permitimos que varíe el coeficiente Kf, la línea frontera irá cayendo con

los años, aumentando el área en la cual el ingreso a mercado supera al

ingreso a tarifa.

En la Figura 4.6 se encuentran también representadas las posiciones de las

plantas objeto del caso estudio.



IMD > ITRD2366

ITRD2366 > IMD

Figura 4-6

Todas las plantas del caso son más rentables en mercado, incluso ante

oscilaciones del término variable de la tarifa del gas natural

• Respecto a la revisión de las primas, el artículo 32 del R.D. 2818 indica lo

siguiente:

"cada cuatro años se revisarán las primas fijadas en el presente capitulo de

este Real Decreto, asó como los valores establecidos para las instalación

acogidas al R.D. 2366(..)".

Normativa Artículo Criterios

Real Decreto 2818/1998 Artículo 32

1. Precio de energía eléctrica en el

mercado (a)

2. Participación en la cobertura de la

demanda (b)

3. Incidencia en la gestión técnica del

sistema (c)Tabla 4-32



Lo que implica que no se esperan actualizaciones a corto plazo, de estos

valores.

Por último indicar que en los cálculos realizados se han utilizado precios medios

(funcionamiento 24h), pero aunque vistos los resultados el objetivo de las plantas

debería ser funcionar el máximo de horas posibles, la mayoría de ellas ofertan unas

determinadas horas asociadas con sus ciclos productivos. En esta situación los precios

medios de punta, llano y valle del mercado pueden variar los resultados.

Generalmente en estos casos, las ofertas van asociadas a las horas de mayor demanda

y consecuentemente más caras por lo que el criterio seguido podría calificarse de

conservador. La justificación de este análisis queda emplazada para estudios

posteriores.

Capítulo 5Análisis Técnico


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 88 Capítulo 5 Análisis Técnico

1 Introducción

Tras el estudio económico sobre la influencia del nuevo decreto en los ingresos de las

plantas de Cogeneración y a la luz de los resultados obtenidos, el presente capítulo

trata de analizar los principales requisitos técnicos que les serán exigibles a los

autogeneradores para poder ofertar en los diferentes mercados y como solventarlos.

El R.D. 841, establece el procedimiento que deben seguir y los requisitos que deben

cumplir los titulares de instalaciones de producción en régimen especial para poder

participar en los mercados de producción de energía eléctrica. Estos requisitos, están

fundamentalmente relacionados con el intercambio de información con el Operador

del Sistema.

Según se establece en el artículo 5 del citado Real Decreto, los titulares de las

instalaciones que presenten ofertas al Operador del Mercado tendrán obligación de

participar en el proceso de solución de restricciones técnicas y en los servicios

complementarios de carácter obligatorio. Asimismo, podrán participar (directamente

o a través de un Agente Vendedor) en los servicios complementarios de carácter

potestativo, y en el proceso de resolución de desvíos generación - consumo, previa

habilitación por parte del Operador del Sistema.

Este capítulo no pretende explicar en detalle el funcionamiento y los mecanismos que

regulan los diferentes procesos, sino poner de manifiesto la influencia que tienen

sobre el acceso al mercado de los autogeneradores.



2 Requerimientos

Los requerimientos que deben de cumplir los autogeneradores en régimen especial

para participar en los mercados de producción de energía, de acuerdo con lo

establecido por el R.D. 841 y por los Procedimientos de Operación son básicamente

tres, los cuales regulan el intercambio de información con el Operador del Sistema.

Estos requisitos son los siguientes:

• Telemedida en tiempo real (requerida de acuerdo con el artículo 5 del Real

Decreto 841/2002) y con los Procedimientos de Operación por los que se

establecen los intercambios de información con el Operador del Sistema).

• Requerimientos de conexión con el Sistema de Información del Operador

del Sistema (SIOS) para transmitir los programas de producción.

• Requerimientos específicos para la habilitación y posterior prestación del

servicio complementario de regulación secundaria (Procedimiento de

Operación 7.2)

Aunque no los analizamos, también se requiere realizar algunos procesos

administrativos con el Operador del Mercado y el Operador del Sistema como son el

suministrar la información estructural de la instalación y el darse de alta en dichos

sistemas.



3 Telemedida en Tiempo Real

Debido a que los autogeneradores tendrán la obligación de participar en el proceso

de solución de restricciones técnicas y en los servicios complementarios de carácter

obligatorio, el Operador del Sistema necesita recibir la telemedida de potencia activa

y reactiva correspondientes a los puntos de conexión a la red de la instalación.

Según se establece en el artículo 5 del R.D. 841/2002, el Operador del Sistema debe

recibir la misma información en tiempo real requerida en los Procedimientos de

Operación para los grupos hidráulicos de producción.

"Los titulares de las instalaciones incluidas en el ámbito de aplicación del presente

Real Decreto que presenten ofertas al operador del mercado, deberán poner a

disposición del operador del sistema, en tiempo real y en lo que se refiere a los

desgloses de los programas de las unidades físicas, la misma información requerida en

los procedimientos de operación para los grupos hidráulicos" (artículo 5 R.D.

841/2002).

Estas telemedidas deberán ser facilitadas al Gestor de la Red de Distribución asociada,

recibiéndolas Red Eléctrica a través del despacho de éste o, en su caso, a través del

despacho de la zona de regulación en la que esté incluida la instalación, previa

habilitación del Operador del Sistema. El siguiente cuadro muestra un resumen de los

requisitos técnicos necesarios para la telemedida:

Magnitudes Telemedidas Precisión de l a Telemedida Frecuencia de envío de lnformación

• Potencia activa en los

puntos de conexión a

la red de la instalación

• Potencia reacitva en

los puntos de conexión

a la red de la

instalación

• Para instalaciones de potencia

nominal > 30 MW, se requiere

una precisión en la medida del

0,2%

• Para instalaciones de potencia

nominal ≤ 30 MW, se requiere

una precisión en la medida del

0,5%

• Para la Potencia activa la

frecuencia en el envío de las

medidas de tiempo real al

Operador del Sistema es de 4

segundos

• Para la Potencia Reactiva y la

Tensión la frecuencia de envio será

entre 10 y 12 segundos

Tabla 5-1



3.1 Armario de Telemedidas

Tal y como se ha comentado, las magnitudes que deben ser telemedidas son la

potencia activa, la reactiva y la tensión. Para ello será necesario instalar en cada una

de las plantas un Armario de Telemedida (RTU) compuesta por un sistema de medida

y un equipo concentrador de comunicaciones capaces de cubrir los requisitos

indicados anteriormente.

ConsumosAuxiliares Generador

Armario deTelemedida

ContadorRegistrador

Transformador

N OS I

Modem

Figura 5-1

3.1.1 Sistema de Medidas

Según las últimas Instrucciones Técnicas Complementarias al Reglamento de Puntos

de Medidas, en las que se indica que cualquier dato relacionado con la medida pero

independiente de la facturación deberá ser tomado de transformadores auxiliares a

los que se conectan los contadores.

"El secundario de los transformadores de medida al que se conecten los contadores

deberá estar dedicado en exclusiva a la medida destinada a la liquidación según lo

dispuesto en el artículo 25.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el

que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica." (ITC)

Para ello será necesario disponer de un multimedidor o un convertidor de medidas,

estos equipos sólo requieren como entradas la alimentación eléctrica y las señales de

tensión e intensidad provenientes directamente de los transformadores de medida sin

necesidad de incluir transductores, que deberán incorporar la clase adecuada a la

medida y la suministrarán directamente al concentrador de comunicaciones.



3.1.2 Concentrador de Comunicaciones

El concentrador de comunicaciones se encarga de gestionar la comunicación y el

envío de información entre el sistema de medidas y el sistema de adquisición del

Distribuidor.

A partir de las medidas provenientes del módulo de medidas, las empaquetará con el

protocolo seleccionado y las pondrá a disposición del módem para que éstas sean

transmitidas por el medio de comunicación seleccionado.

En el otro extremo de la línea de comunicaciones se debe encontrar un sistema de

adquisición capaz de decodificar el protocolo y tratar las medidas de forma adecuada

para suministrarlas al Operador del Sistema.

BdD

Acceso Local

Base de DatosTelemedidas

Operador del Sistema

RTUs Autogeneradores

IEC-870-5-104

ICCP

Sistema deAdquisición del

Distribuidor

Figura 5-2

Estos armarios (RTUs) se comportan durante su funcionamiento como una caja negra,

donde solo se requieren las entradas de tensión e intensidad comunicando con el

sistema de adquisición mediante un protocolo de comunicaciónes standard (ej. IEC-

870-5-104).

3.2 Comunicaciones

La mayoría de las instalaciones tienen sus líneas telefónicas dimensionadas para sus

necesidas habituales, por lo que se deberá planificar una nueva línea ó el empleo de



una tecnología que permita combinar las funcionalidades actuales con las nuevas

comunicaciones requeridas.

A la hora de implementar las comunicaciones entre el despacho de regulación y la

planta, se tienen múltiples opciones:

- Línea punto a punto

- RTC Tarifa plana

- RDSI

- Frame Relay

- X25, modem GSM

- ADSL

El requerimiento más exclusivo es la necesidad de mantener un canal (físico/virtual)

permanentemente establecido entre dos puntos, este requerimiento y la necesidad de

mantenerlo a un precio razonable hacen que nos centremos en dos posibilidades,

comunicaciones vía ADSL o RDSI.

3.2.1 Líneas RDSI

RDSI (Red Digital de Servicios Integrados) o ISDN (Integrated Services Digital Network)

es un conjunto de estándares de la ITU para la transmisión digital sobre el par de

cobre común aunque puede utilizarse sobre otros medios de transmisión, y en

concepto es la integración de voz y datos sobre el mismo medio.

Figura 5-3

Básicamente hay dos niveles de servicio: el

básico (BRI), para uso doméstico y de

pequeñas empresas, y el primario (PRI)

para empresas más grandes. Ambos

incluyen una serie de canales B y D. Cada

canal B puede llevar datos, voz y otra

serie de servicios a una velocidad de 64

Kbps mientras que el D lleva información

de señalización,.

El servicio básico incluye 2 canales B y un D a 16Kbps, llegando su velocidad hasta los

128Kbps. El servicio primario incluye 30 canales B y un D de 64Kbps total 1920Kbps.



3.2.2 Líneas ADSL

Asymmetric Digital Suscriber Line (ADSL) es una tecnología para transmitir

información digital a alta velocidad en la línea habitual de cobre de las casas y

empresas. Al contrario que el servicio de marcación de la telefonía norma, ADSL

proporciona una conexión permanente. El que sea asimétrico significa que se utiliza

la mayoría del canal para recibir información mientras que una pequeña parte se

utiliza para enviar. También soporta simultáneamente información analógica (voz) en

la misma línea. La velocidad que puede llegar a alcanzar va desde los 256Kbps hasta

los 2Mbps, dependiendo del servicio contratado:

Figura 5-4

las principales características son:

- Funcionan sobre par trenzado de cobre y usan modulación para alcanzar

elevadas velocidades de transmisión

- Tráfico asimétrico

- Separación de trafico de voz y datos

- Necesita bucles de abonados modernos

- Para un buen funcionamiento es necesario que exista proximidad al bucle, y

no es operativo cuando las distancias son superiores a 10 kilometros

3.2.3 Análisis de soluciones

Acorde al apartado 3 del artículo 4 del R.D. 841/2002, las instalaciones que decidan

acudir al mercado deberán permanecer en él hasta transcurrido el plazo mínimo de



un año a contar desde que se produjo la autorización. Por ello el análisis se ha

realizado para un año.

Tipo de Línea Coste de alta (*) Cuota mensual (*)

Línea VPN sobre ADSL 2Mbps garantiza un caudal mín de 256Kbps 610 € 215 €

Línea RDSI 64Kbps 60 € 825 €

(*) los precios de las líneas han sido suministrados por telefónica, pudiendo variar según mercado.

Tabla 5-2

Costes Costes AcumuladosAcumulados

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

mes 1 mes 2 mes 3 mes 4 mes 5 mes 6 mes 7 mes 8 mes 9 mes 10 mes 11 mes 12

Línea ADSL Línea RDSI

Figura 5-5

El coste de una línea RDSI durante un año es más del triple del de una línea ADSL,

esto nos lleva a considerar la líneas ADSL como la mejor opción para cubrir los

requisitos de comunicaciones.

Desgraciadamente la tecnología ADSL no se encuentra disponible para todas las

instalaciones lo que puede obligar a contratar un servicio más caro.



4 Conexión con el SIOS

El Operador del Sistema requiere adicionalmente a la telemedida de la potencia el

conocer la generación programada, de esta forma podrá determinar los desvíos

producidos entre lo programado y lo instantaneo.

El intercambio de datos, tales como el envío de ofertas, ficheros de asignación.., se

realiza mediante el Sistema de Información del Operador del Sistema (SIOS).

El acceso al SIOS se realiza a través de un

portal web utilizando un navegador e

instalando el mismo kit de conexión

suministrado por OMEL

De esta forma, para acceder a la interface

del operador, habrá que superar los

mecanismos de autenticación dispuestos

al efecto de la misma forma en la

comunicación con el Operador del

Mercado. Figura 5-6

Para ello, se deberá estar en posesión de un certificado digital en tarjeta CryoptoCard

o similar y tras un mecanismo de usuario / contraseña acceder al sistema.

Figura 5-7

La conexión al portal del SIOS se puede

realizar mediante diversos modos:

• Internet

• RDSI (simple o doble línea)

• RTB Red Telefónica Básica (Simple o doble línea)

• Línea dedicada entre el Agente y REE (simple o doble línea)



Económicamente, el acceso vía web es el recomendado, dado que en cualquiera de

los otros casos, el coste y mantenimiento de la conexión así como los equipos a

instalar en las oficinas de REE correrán a cargo del Agente solicitante.



5 Prestación de Servicios Complementarios

5.1 Fundamentos

Los flujos de potencia activa y reactiva en las redes son independientes unos de otros

y están influenciados por diferentes acciones de control, lo que permite estudiarlos

por separado.

El flujo de potencia activa está estrechamente relacionado con la frecuencia de

control mientras que el de potencia reactiva lo está a la tensión de control. Como

consecuencia, la frecuencia y la tensión son los parámetros más importantes para

controlar estos flujos.

Los servicios complementarios a los que hacemos referencia y que actualmente están

implementados son los de control frecuencia-potencia activa. Lo que se desea con

estos servicios es mantener la frecuencia constante o prácticamente constante en el

sistema o lo que es lo mismo mantener el equilibrio generación-demanda.

Mantener la frecuencia del sistema constante es fundamental para éste, asegurando

el correcto funcionamiento de los equipos conectados y evitando la influencia

negativa que las variaciones de frecuencia producen sobre la generación.

Como hemos indicado, la frecuencia en el sistema depende del balance de potencia

activa, siendo ésta un factor común a todo el sistema, un cambio en la potencia

demandada en uno de los puntos del sistema produce un cambio en la frecuencia. Es

por ello que el sistema debe de disponer de los mecanismos necesarios para distribuir

rápidamente esta variación en la demanda entre los diversos reguladores de las

plantas. El regulador de velocidad en cada generador proporciona la velocidad

primaria de control, mientras suplementarios controles, originados en los centros de

control, reparten la variación de generación.

De esta forma se justifica el que cualquier sistema eléctrico necesite de acciones de

control que permitan garantizar el equilibrio generación-demanda en todo

momento.



5.2 La RCP

En España, el modelo de control que se emplea es un modelo centralizado

denominado RCP (Regulación Compartida Peninsular), la RCP tiene como objetivo

mantener la frecuencia del sistema y la potencia intercambiada con Francia en sus

valores de referencia ante los desequilibrios que se produzcan entre la generación y

la demanda.

En este modelo, las unidades de generación están agrupadas en Zonas de Control

cada una de ellas con su propio sistema AGC (Automatic Generation Control)

encargado de mantener la frecuencia así como los intercambios programados acordes

a lo previsto dentro de su área (ver figura 5-8).

Tal y como se ha indicado, el realizar una adecuada explotación del Sistema eléctrico

tanto desde el punto de vista económico como de seguridad, requiere de una

correcta coordinación de todos los reguladores de las áreas de control

De esta forma cada una de las zonas determina lo que se denomina el ACE (Area

Control Error), el ACE no es más que el desvío expresado en magnitudes de potencia

de las consignas de potencia y frecuencia de una zona de regulación.

Zona 1 Zona 2

Zona 3

P12

P13 P23

ACE=f(variaciones en la potenciade intercambio Pij, variacionesen la frecuencia)

Figura 5-8

Ante variaciones en los

intercambios programados y/o

variaciones de frecuencia se

genera una señal (ACE) que

realimenta el sistema y actúa

sobre el regulador enviando

las consignas a cada una de las

centrales a subir o bajar

potencia de forma que el error

se anule dentro del área.

Es decir a partir de las variaciones en los intercambios de potencia y los errores en

frecuencia se genera la señal que permite restablecer los valores programados.

En este esquema de sistema centralizado, cada zona calcula su ACE y trata de

minimizarlo, pero la RCP añade una nueva señal el CRR (Contribución Requerida a la

Regulación) la cual es suministrada por el supervisor del sistema e indica la cantidad



de potencia requerida por el Regulador Maestro a cada uno de los reguladores de

zona para anular el desvío del intercambio neto de regulación peninsular

ReguladorMaestro

CRR1

Zona 1Zona 2

Zona 3

P12

P13 P23

ACE=f(variaciones en la potenciade intercambio Pi j, variacionesen la frecuencia) + CRR

CRR2

CRR3

Figura 5-9

El Operador del Sistema, determina la diferencia entre generación-demanda en el

sistema a partir de las interconexiones con Francia. Esto se puede argumentar

fácilmente empleando un símil mecánico, (se rige por las mismas ecuaciones que el

modelo eléctrico), en el que se consideran dos masas rodantes acopladas mediante un

eje de rigidez infinita, una de las masas es mucho mayor que la otra como se muestra

en la figura 5-10. La masa pequeña representa el sistema eléctrico Español y la masa

grande la UCTE (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity), siendo el

eje el equivalente a las interconexiones. De esta forma cualquier oscilación en la masa

pequeña produce una absorción o inyección de energía por el eje para evitar la

aceleración de la masa pequeña, lo que se traduce en un intercambio de energía para

mantener la frecuencia del sistema.

Figura 5-10

La RCP, se diseñó inicialmente para un escenario donde las empresas eléctricas tenían

una organización vertical (las zonas de control integraban generación y consumo) y

donde la regulación secundaria de la frecuencia y del intercambio de potencia

programado con Francia se basaba en la contribución solidaria de las diferentes



zonas. Este escenario se ha visto alterado con la liberalización del mercado, las zonas

de regulación ya no tienen que ser zonas geográficas (desaparece el concepto de

"carga atendida") y el concepto de "potencia de intercambio" pasa a ser potencia

programada. Desde este punto de vista la RCP debe, no sólo velar por el correcto

funcionamiento técnico del sistema, sino también garantizar que la distribución del

esfuerzo de regulación es la adecuada en todo momento dada la incidencia

económica que tiene este reparto.

En la nueva situación, las diferentes áreas pueden participar en los servicios de

regulación a través del Mercado de Energía Secundaria, para ello las unidades que

participan en la regulación secundaria deben modificar los valores de potencia

programada en función de los requerimientos de la RCP dentro de las bandas de

regulación casadas en el mercado. Dichos requerimientos vienen determinadas por la

señal CRR que el centro de control envía en función del desvío con respecto a lo

programado en las interconexiones internacionales, el desvío en frecuencia con

respecto a 50Hz y el desvío de la generación de la zona con respeto a lo programado,

"desvío de generación de la zona(NID)" o diferencia entre el valor del programa de

generación(NSI) y la generación activa neta real de la zona(PI) (NID=NSI(Programa degeneración)-PI(generación real)).

Para realizar la función de la Regulación compartida, REE coordina directamente a los

reguladores de zona, actuando de Regulador Maestro, es decir repartidor de señal de

regulación, y transmitiendo a los diversos reguladores de zona los valores de potencia

que deben aportar a la regulación compartida de acuerdo con los factores de

participación resultantes de la asignación de reservas en el mercado de la regulación

secundaria.

De igual forma una vez calculado el ACE, cada una de las zonas deberá repartir la

consigna entre el grupo de centrales que forman la zona y tienen capacidad de

regulación (ver figura 5-11).

ACE + CRR Reparto

C1

Cn

Figura 5-11



La figura 5-12, muestra esquemáticamente el funcionamiento del AGC de zona.

B

Telemedidas

∆f +

IntercambioProgramado

B•∆f

+

CRR

+ ACE + CRRf +

-

fbase

∆Pexp

PexpBase

+

-

Pexp+

+

Figura 5-12

Por último cada una de las plantas que esten regulando deberán ser capaz de

modificar la potencia generada mediante el envío de una nueva señal de referencia al

lazo de regulación.

Regulador yTurbina

PotenciaGenerada

PotenciaReferencia

Figura 5-13

La RCP exige que las zonas se comporten como integradores frente al ACE con

constantes de tiempo de entre 4 y 100 segundos, debido a estas limitaciones de

tiempo, la regulación tradicionalmente había recaído sobre los grupos hidráulicos ya

que son los que podían responder con mayor rapidez a los cambios en la consigna de

referencia.

De todo lo expuesto anteriormente, se deduce que para poder acceder al mercado de

regulación, las instalaciones deberán de pertenecer a una zona de regulación, no es

obligatorio para todas las plantas acogidas a una zona de regulación el regular

siempre y cuando otras unidades lo hagan por ella, pero para poder ofertar al

mercado de secundaria si será obligatorio tener capacidad de regular.



5.3 Regulación de la Cogeneración

Las plantas de Cogeneración, han sido diseñadas para necesidades muy diferentes a la

de regulación, el diseño ha sido realizado en función de los requerimiento de la

industria auxiliar a la que están asociadas, ello condiciona las diferentes estrategias

de control que dependen fundamentalmente de las prioridades establecidas en los

procesos que utilizan la energía generada en sus diversas formas.

De manera general y dada la generación simultánea de energía calorífica y eléctrica,

que define a la cogeneración, permite establecer un criterio de acuerdo con la

prioridad de producción de uno u otro tipo de energía.

5.3.1 Prioridad en la producción de calor

Debido a las dificultades de almacenar la energía calorífica y dada la posibilidad de

utilizar la red eléctrica como sistema de almacenamiento-compensación de la energía

eléctrica generada/demandada, muy a menudo se establece como prioridad la

generación de energía calorífica.

Las demandas de energía calorífica, en especial vapor, de los procesos industriales

suponen curvas de carga con numerosos máximos, mínimos y puntos de inflexión, lo

cual supone una irregularidad importante en el suministro y en la producción.

Debido a ello, los sistemas asociados de generación eléctrica tendrán que adaptarse a

la producción de calor demandada.

Básicamente existen cuatro tipos de estrategias de control:

1. Conexión a la red del generador eléctrico:

En esta situación, la turbina de gas o motor de gas, trabaja de acuerdo a las

demandas caloríficas del convertidor, de manera que, a medida que aumente la

demanda calorífica, la generación eléctrica aumentará hasta alcanzar el parámetro de

control del sistema generador calorífico.

El excedente de energía eléctrica que no pueda ser absorbido por el proceso o carga

propia del usuario, será enviada a la red eléctrica. Asimismo, en los momentos de

demandas mínimas de energía calorífica, la turbina de gas o motor de gas reducirá la



producción eléctrica y los defectos de ella serian compensados por aportaciones de la

red eléctrica y pagados a la compañía sus importes.

La red eléctrica se comporta en este caso como un acumulador de energía eléctrica

que absorbe o aporta las diferencia energéticas de acuerdo con las necesidades de

demanda de la energía calorífica.

La utilización de este sistema supone numerosas ventajas sobre los demás, sea en lo

referente a una mayor flexibilidad de actuación, inversiones inferiores o mejores

prestaciones, pero desde un punto de vista de regulación es totalmente ineficiente,

este tipo de plantas al estar totalmente condicionadas a las necesidades de calor, no

tendrán capacidad de regular.

2. Conexión asistida del generador eléctrico

La conexión asistida se produce cuando únicamente se realiza la conexión a la red con

el fin de demandar los defectos de energía eléctrica. En este modo de control tanto el

generador eléctrico como la turbina de gas o motor de gas están diseñados para una

potencia tal que en ninguna ocasión se superen las necesidades de la planta. Por ello

se pone de manifiesto que este sistema quedará limitado en múltiples ocasiones ya

que lo anterior supondrá un dimensionamiento de la planta de cogeneración que

esté de acuerdo con las demandas caloríficas y así mismo con las de energía eléctrica

dentro de sus limitaciones.

Al igual que en el caso anterior la utilización de este tipo de sistemas para la

regulación es inviable.

3. Utilización de turbinas de vapor

En este caso se utilizan calderas de recuperación cuyo vapor se utilizará usualmente

en el uso demandado y cuyos excesos de producción se enviarán a una turbina de

vapor que, a su vez, producirá energía eléctrica, para lo que se requiere instalar una

segunda turbina que funciona con los excedentes del vapor de proceso. La regulación

de este tipo de plantas tampoco es eficiente, al estar restringida la producción

eléctrica a los excedentes del vapor de proceso.

4. Utilización de equipos de ayuda

Otra solución posible para sistemas con prioridad de producción calorífica apunta

hacia la utilización de equipos de ayuda. En este tipo de control el sistema de



cogeneración trabajará a una potencia prácticamente constante y las necesidades

caloríficas adicionales serán aportadas sea por una caldera de apoyo o por un sistema

adicional termoeléctrico o de otro tipo según se trate de la obtención de vapor, de

agua caliente o de aire caliente.

En esta situación la regulación es inviable ante consignas para subir carga.

5.3.2 Prioridad en la producción de electricidad

En algunas ocasiones y de manera diferente al anterior, la estrategia de control en la

cogeneración apunta hacia una prioridad de producción de energía eléctrica.

En la mayoría de estos casos la estrategia resulta razonable debido a la disponibilidad

de otras fuentes de producción de calor, que compensan las diferencias que puedan

derivarse de los excedentes o defectos producidos por la necesidad de energía

eléctrica.

Bajo esta prioridad pueden contemplarse dos casos:

1. Generación eléctrica autónoma

Este caso se produce ante la necesidad de disponer de una fuente de energía

autónoma que asegure el suministro en caso de fallo de la red. En definitiva, se trata

de generar de manera independiente de la red eléctrica. En esta situación cualquier

tipo de regulación carece de sentido.

2. Generación eléctrica acoplada a la red

En esta estrategia de control, las necesidades caloríficas del proceso no resultan

críticas, y en cambio las de disponibilidad eléctrica son fluctuantes. Uno de los

factores influyentes en este caso es la discriminación horaria de la energía eléctrica

con los costes que ello representa.

Dada pues unas demandas de energía eléctrica fluctuante a lo largo de la curva de

carga diaria, la estrategia de control llevará, en este caso las producciones eléctricas

hacia los periodos de horas punta. Horas que a su vez corresponden

mayoritariamente con los periodos de máxima demanda calorífica y reduciendo, en

caso necesario y de acuerdo con la estrategia de control, las producciones en los

periodos de horas valle o nocturnas.



Esta es la situación más propicia para poder regular y maximizar los beneficios, ya que

el producir energía eléctrica estará condicionada por motivos económicos.

5.3.3 Opciones

Como conclusión se indica, que las plantas de Cogeneración en su mayor parte están

diseñadas para cubrir las necesidades de la industria anfitriona y no para regular.

Sólo en algunos casos en los que la producción de calor no sea crítica se podrá utilizar

este tipo de plantas con este fin, aunque en general es totalmente desaconsejable.

Esto no supone un gran problema puesto que la verdadera ventaja de entrar en zona

de regulación para una planta de cogeneración es el poder eliminar el coste de banda

de regulación, ya que la regulación en si es compleja e inviable en la mayoría de los

casos y requiere influir en sus procesos.

El único caso en el que tendría interés regular es si se decide formar una zona de

regulación propia, este caso lo permite la legislación, ya que no establece ningún

mínimo de potencia, aunque en la practica para grupos de poca potencia no sea

recomendable por el Operador del Sistema. Para este caso se necesitaría que al menos

una de las plantas tuviese capacidad de regular.

Las alternativas existentes serán pues:

1. Entrar en una zona de regulación existente sin regular.

2. Crear una nueva zona de regulación y regular con los grupos más flexibles

En el primer caso, no se precisa realizar ningún estudio, para el segundo es necesario

cumplir una serie de requisitos impuestos por el Operador del Sistema que se

describen a continuación.

5.4 Creación de una Zona de Regulación

A la hora de crear una zona de regulación, será necesario establecer el

correspondiente despacho de control que será el encargado de manejar la zona así

como los correspondientes equipos de campo. De esta forma el sistema se divide en

dos subsistemas:



• El subsistema de campo, encargado de la adquisición de datos y ejecución de

comandos, basado en los armarios de telemedida a los que será necesario añadir

tarjetas de señales de forma que se puedan enviar consignas al lazo de regulación

de la planta.

• El subsitema de control o despacho de control, el cual deberá estar basado en la

implantación de un sistema Scada para la adquisición de los datos y las

comunicaciones con las plantas y el Operador del Sistema y un sistema AGC

encargado de realizar los cálculos necesarios y determinar los parámetros

requeridos.

El esquema de funcionamiento del Despacho de Control queda reflejado en la figura

5-14.

Recepción de Datos de PlantaEnvío de Consignas de Regulación

SCADA

Plantas de Cogeneración y RTUs

SIOS(AGC)

AGC

Despachode Control

Figura 5-14



5.4.1 Subsistema de Campo

Dentro de los sistemas de control existentes en la planta (control de la turbina de gas,

control de la turbina de vapor, control de las calderas). el elemento de ajuste

principal, que permite las modificaciones de los parámetros controlados (potencia

generada, velocidad del eje de la turbina, temperatura de gases de combustión,

temperatura de gases de escape..), es la válvula de caudal de entrada de gas al

quemador de la turbina. Su acción, que deberá ser proporcional, modifica el caudal

de gases quemados y, por tanto, influye de manera directa sobre la temperatura de

los gases de combustión. Por otra parte, el caudal de gases modifica a su vez el par

motriz que se ejerce sobre los álabes de la turbina y , de acuerdo con el régimen de

trabajo del conjunto turbina-generador, modificará en su caso la velocidad angular

del mismo y conjuntamente la potencia generada que, a fin de cuentas, es la que se

pretende controlar.

El control de la turbina de gas, como elemento en el que se produce la mayor parte

de la transformación energética de la cogeneración, supone el punto vital de todo el

conjunto, de manera que todos los sistemas de control complementarios en la

cogeneración deberán quedar supeditados a la actuación de éste.

Así, en caso de utilizarse un sistema de control distribuido, la computadora de

proceso correspondiente al sistema principal tomaría las decisiones y ordenes de

control de los sistemas varios a partir de los resultados de actuación en la turbina de

gas.

Por otra parte, y también de acuerdo con el régimen de trabajo del conjunto turbina-

generador se modificarán tanto la temperatura de los gases de combustión como la

temperatura de los gases de escape y , de acuerdo con lo indicado en los párrafos

anteriores, su variación puede influir de manera importante sobre la eficacia de la

regulación global del sistema de cogeneración.

Toda la información así como las señales de control serán suministradas mediante los

armarios de telemedida.

5.4.2 Subsistema de Control (Despacho de Control)

El despacho de control debe contener un Sistema Scada encargado de gestionar la

adquisición y el envío de datos con las plantas y el Operador del Sistema y un sistema



AGC con la misión de realizar la modificación en tiempo real de la generación del

conjunto seleccionado de generadores como respuesta a los cambios de la demanda

instantánea de su mercado, establecida por el Operador del Sistema. Para ello a partir

de la información suministrada por el Scada calculará el ACE y enviará a aquél las

consignas de regulación que se deben transmitir a campo.

Las principales características que debe cumplir el software de AGC/Scada son las

siguientes:

• Frecuencia de cálculo y envío de consignas a las plantas configurable,

dependiendo de los tiempos de repuestas requeridos (constante de tiempo

entre 4 y 100seg)

• Capacidad de gestionar los estados del AGC (activo, suspendido y fuera de

servicio). El sistema permanece suspendido cuando falte o sea de mala calidad

alguna de las señales fundamentales para la operación del mismo o cuando no

haya ningún generador en regulación.

• Permitir intercambio de información con el Operador del Sistema. La

información intercambiada con el OS se realiza mediante enlace entre el

Despacho de Control y el Cecoel de REE.

• Incorporar factor de escalado por el que se pueda dividir el desvío interno en

su utilización en el cálculo del Error de Control de Area.

• Incorporará control diferenciado en función de la magnitud absoluta del Error

de Control de Area, de forma que, para valores muy altos el criterio

predominante sea la rapidez de la regulación.

• Capacidad para gestionar diversos modos de control de los grupos generadores

capaces de ser regulados (Automático, Base, Base con Regulación, Manual e

Indisponible), en los cuatros primeros modos, el generador se considera en

control remoto. Para ello, debe recibirse de la planta, por medio del armario de

Telemedida la indicación correspondiente en este sentido.

• Cada generador con capacidad para regulación automática tendrá asignados

límites máximo y mínimo técnico y límites máximo y mínimo de regulación



• Permitir la definición de bandas prohibidas de regulación dentro de los límites

de regulación.

• Capacidad de gestionar el reparto de potencia entre los grupos en función de

las características de los grupos, modos de control y límites de los generadores.

• Ser capaz de enviar a las plantas señales de control del tipo consignas. Estas

consignas serán enviadas por los armarios a los reguladores de turbina o

sistemas de control distribuidos de las plantas, bien en pulsos de subir/bajar o

bien como salida analógica en mA.

• Capacidad de recepción de la información enviada por el Operador del Sistema

El despacho recibirá a su vez del Regulador Maestro la consigna CRR que deberá de

distribuirse entre las diferentes plantas que regulen la zona, en nuestro caso la planta

nº1 deberá absorber estas modificaciones así como la obligación de mantener el ACE

nulo. Dicha consigna será enviada a la planta para que actúe directamente sobre la

potencia de referencia del control de la turbina

5.4.3 Intercambio de Información entre el O.S. y la Zona

Información de Unidades en Zona de Regulación

Todas las plantas que formen la zona de regulación, independientemente de que

regulen deberán, transmitir la siguiente información al Operador del Sistema:

• Descripción de las unidades de producción que se desea incluir en la zona de

regulación (información estructural de la instalación).

• Acreditación de recepción en los centros de control de REE en tiempo real de la

potencia neta vertida a la red por las unidades de generación que componen la

zona (ver apartado 3 Telemedida en Tiempo Real).

• Acreditación de disponibilidad en el SIOS de los programas horarios de los

programas horarios de energía neta de dichas unidades de generación (ver

apartado 4 Conexión con el SIOS)

• Energía anual a generar basada en valores históricos o estimados a partir del

régimen de funcionamiento previsto para realizar el reparto del esfuerzo de

regulación primaria y del coeficiente de participación (Información estadística).



Información Adicional de las Plantas en Regulación

Para aquellas unidades generadoras que pretendan formar parte activa en la

regulación secundaria se deberá suministrar al Operador del Sistema toda la

información disponible sobre el sistema de regulación frecuencia-potencia. Esta

información debe describir el regulador primario de frecuencia, el bucle secundario

de regulación frecuencia-potencia y su conexión con el AGC, componentes que

intervienen en la regulación (turbinas, calderas..) y los automatismos y protecciones

que puedan afectar al sistema de regulación.

Esta información será utilizada por el Operador del Sistema para reproducir mediante

simulación, el funcionamiento real mediante un modelo del sistema de regulación.

Por su parte, la planta recibirá consignas que actuarán sobre el lazo de control local.

Información a Intercambiar entre el Regulador Maestro y el Regulador de Zona

La información que el Regulador de Zona debe transmitir en tiempo real al Regulador

Maestro es:

• Desvío de generación de la zona (NID=NSI - PI)

• Programa de generación de la zona (NSI), valor instantáneo del total de

generación activa neta que corresponde a la suma del programa horario de las

unidades de generación pertenecientes a una zona de regulación

• Desvío de frecuencia con respecto a 50Hz

• Potencia de generación en control (PGC), es el valor instantáneo de la suma de

generación neta activa que está bajo control del AGC de la zona de regulación

• Suma de los límites reales superiores e inferiores (PGCSUP y PGCINF)

• Potencia activa de cada generador de la zona de regulación susceptible de formar

parte del cálculo del PGC.

• Estado de regulación de cada generador que regule dentro de la zona.

• Estado de activación o suspensión del AGC de la zona.

• Estado que indique el Regulador Maestro (Cecoel ó Cecore) utilizado.



6 Conclusiones

En este capítulo se han analizado los principales requisitos técnicos que involucra el

acceso al mercado para las plantas de cogeneración, las principales conclusiones que

se pueden extraer están relacionadas con la viabilidad de su cumplimiento.

En primer lugar, podemos indicar que el acceso al mercado exige forzosamente la

telemedida en tiempo real de la potencia activa y reactiva, esto implica la necesidad

de instalar electrónica en las plantas como son los armario de telemedida (RTUs).

En relación con los servicios complementarios, hay que destacar que para eliminar el

coste del término de banda secundaria que vimos en el capítulo 3 es necesario

pertenecer a una zona de regulación, aunque no es necesario regular, esta opción

tiene el inconveniente de que requiere el visto bueno de alguna de la seis

actualmente existentes (Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa, Hidrocantábrico, Gas

Natural y Eléctrica de Viesgo).

La alternativa de crear una nueva zona, es excesivamente compleja desde el punto de

vista técnico ya que requiere montar un despacho de control que sólo sería rentable

para un grupo de plantas con una potencia global importante. Adicionalmente , tal y

como se ha visto, las plantas de Cogeneración tienen muchos problemas para poder

regular, dado que generalmente tiene prioridad la producción de calor y están

limitadas por la industria auxiliar. Como ventaja permite aprovechar los armarios de

telemedida para la regulación en planta.

Capítulo 6Análisis de Alternativas


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 114 Capítulo 6 Análisis de Alternativas

1 Introducción

Una vez analizada la ventaja económica que supone para las plantas de Cogeneración

acogidas al R.D.2366 el acudir al mercado de energía, así como los diversos requisitos

técnicos que son necesarios para poder llevarlo a cabo, en este capítulo se muestran

las diferentes modalidades existentes y los criterios para seleccionar la opción más

adecuada.

La primera alternativa que se plantea un autogenerador en régimen especial, es el

acudir al mercado directamente, esta elección es sin duda la más ventajosa desde el

punto de vista económico, ya que elimina cualquier tipo de intermediario, pero

debido fundamentalmente a las limitaciones técnicas comentadas en el capítulo 5, es

muy difícil para una planta o conjunto de plantas de poca potencia y con una

industria asociada, el poder acudir al mercado de forma autónoma puesto que ello les

obligaría a crear su propio despacho de energía con operadores cualificados para

lanzar ofertas al mercado y con capacidad de paliar posibles contingencias acudiendo

a los intradiarios.

De igual forma no podrían evitar los costes de banda de regulación salvo en el caso

de que su potencia fuera lo suficientemente importante para poder crear una zona

propia. Téngase en cuenta que la zona de regulación más pequeña autorizada por

REE fue de 400 MW a Gas Natural, ya que es muy difícil que la zona reciba y emita

señales correctas, puesto que el nivel de ruido o variaciones de las señales serían del

orden de las magnitudes transmitidas.

Adicionalmente, dado el parque de plantas existentes en cuanto a potencias y

capacidad de regulación, se ha descartado esta opción apuntando sólo su posibilidad

en caso de agrupación de un conjunto de plantas con una potencia admisible y donde

al menos algunas de ellas tengan capacidad para regular tal y como se indica en el

capítulo 5.

Es por todo lo anterior que para este análisis, se ha realizado una labor de

prospección de mercado en busca de las ofertas existentes, la mayoría de ellas

ofrecidas por compañías eléctricas que disponen de zona de regulación.



El resultado observado del análisis ha sido que la mayoría de las empresas ofrecen a

los autogeneradores básicamente dos alternativas para acceder al mercado:

1. Precio fijo: Se ofrece un precio fijo por la energía vendida, dando una alta

estabilidad y seguridad en la rentabilidad de la venta de los excedentes de

generación.

2. Comisión por gestión: Se basa en el cobro de una comisión por las gestiones

realizadas en nombre de la planta e indexar los precios al mercado, lo cual

permite maximizar el beneficio a cambio de obtener un componente de

riesgo asociado al pool de energía.

1.1 Precio Fijo

En esta opción, como se ha indicado, la energía se paga a un precio pactado (según la

empresa llevará implícito o no el cargo por banda de regulación).

De esta forma se oferta un precio fijo más un pass-through de las primas y del

incentivo a la variabilidad de la tarifa del gas.

El compromiso consiste en comprar toda la energía excedentaria de la planta por un

periodo de un año (el mínimo para permanecer en el mercado) a un precio fijo por

MWh.

Bajo este esquema la planta tendrá derecho a recibir las primas e incentivos recogidas

en el R.D. 841, siendo de esta forma los ingresos totales que percibirá la planta los

que se determinan de la siguiente expresión:

mesINC Prima Fijo Precio P ++= (€/MWh)

La Prima y el INCmes corresponden a los importes cobrados directamente de la CNE (a

través del distribuidor) de acuerdo con lo establecido en el artículo 8 del R.D. 841, tal

y como se vio en el capítulo 2.

1.2 Comisión por Gestión

La otra modalidad que ofrecen las eléctricas es el cobro de un fee por la gestión y

trasladar directamente los precios del pool.



Esta comisión se compone de dos términos::

• Termino Fijo (CF) de (€/mes)

• Termino Variable (CV) (MWh) por la energía realmente suministrada

Siendo esta comisión descontada del importe mensual correspondiente a la venta de

los excedentes de energía eléctrica de la planta en el Mercado de Producción.

De esta forma, la liquidación mensual se calcula según la expresión:

FVm

N

1D

24

1hhh

m C- CSCGPESum

PMSESum

ESumMensual Liq.

−−+

×

×=∑ ∑

= =

Siendo:

• Esumm: energía (en MWh) realmente suministrada por la planta y contabilizada

desde las cero horas del día 1 del mes "m" hasta las 24 horas del último día de

dicho mes.

• Esumh: energía (enMWh) realmente suministrada en la hora h.

• PMSh: precio horario en (€/MWh) correspondiente a la casación del Mercado Diario

en la hora h.

• GP: Garantía de Potencia establecida en el R.D. 841 con un valor de 9,015 €/MWh.

• SC: Costes de regulación secundaria imputados.

• CV: Coste variable asignado al servicio de gestión, expresado en €/MWh.

• CF: Coste fijo asignado al servicio de gestión, expresado en €/mes.

Siendo N el número de días del mes correspondiente a la liquidación.

Análogamente al caso de precio fijo, las primas e incentivos correspondientes a la

instalación serán liquidadas por la CNE a través del correspondiente distribuidor de

conformidad con lo dispuesto en el artículo 8 del R.D. 841.



1.3 Tratamiento de Desvíos

El compromiso requerido a las plantas, es de suministrar la programación mensual o

semanal prevista, notificando cualquier modificación antes de las 14:00 horas del día

D-2, siendo el día D el día objeto de suministro.

En relación a los desvíos, las ofertas existentes ofrecen la anulación en desvíos con

valor absoluto medio menor del 5%.

La penalización propuesta en caso de superación suele ser del orden de 9 €/MWh (la

penalización aproximada en el mercado es de 4,1 €/MWh).

1.4 Regulación Secundaria

Dentro del paquete que ofrecen estas empresas, se encuentra la posibilidad de

incorporar la planta a la zona de regulación secundaria correspondiente, tal y como

se indicaba en el capítulo 5, no es necesario que estas plantas regulen si se

encuentran dentro de una zona de regulación donde otras plantas se encargan de

regular por ellas.



2 Caso Estudio

En este caso, se ha realizado un análisis de las dos ofertas más representativas

(correspondientes a las principales eléctricas) recibidas para el grupo de plantas que

forman el caso estudio.

Con el fin de poder decidir la opción más ventajosa, según el criterio más o menos

conservador que se adopte (precio fijo ó indexado al pool), los cálculos han sido

aplicados sobre el caso estudio.

2.1 Precio Fijo

La empresa nº1, oferta un pago fijo por MWh, además no incorpora coste por

inclusión en zona de regulación.

Empresa 1:

Precio Fijo 38 €//MWh)

Inclusión

Zona de Regulación0,0 €/MWh

Total: 38 €/MWh

Tabla 6-1

La empresa nº2 paga igualmente la energía a un precio pactado (que lleva implícitos

los cargos por el servicio y por la banda secundaria) ver tabla 6-2.

Empresa 2 (€// MWh))

Invierno Verano

Punta Llano Valle Punta Llano Valle

2002 45 43 31 2002 46 46 28

2003 36 35 26 2003 34 32 25

Tabla 6-2



En el caso de inclusión en zona de regulación, la empresa nº2 aumenta sus precios tal

y como se recoge en la tabla 6.3.

Empresa 2 (€// MWh))

Invierno Verano

Punta Llano Valle Punta Llano Valle

2002 45 43 31 2002 47 46 28

2003 37 36 27 2003 34 33 25

Tabla 6.3

El incremento en el precio por incluir a la planta en zona de regulación es sólo

aparente ya que este incremento es inferior al aumento del ingreso que

correspondería al Cogenerador por estar en zona de regulación.

Debido fundamentalmente a la caída del precio durante el 2003, se deduce que la

oferta de la empresa nº1 es la más competitiva en este escenario.

2.2 Comisión por Gestión

La energía se paga al precio marginal publicado por OMEL.

En nuestro caso disponemos de las siguientes plantas:

Planta 1ª: 80 MW

Planta 2ª: 25 MW

Planta 3ª: 20 MW

Planta 4ª: 20 MW

Planta 5ª: 10 MW

Lo cual nos da un total de 155 MW



Las ofertas recibidas que incorporan una comisión por gestión se resumen a

continuación:

Empresa 1: Empresa 2:

CF:24.000 €/mes

(** 0,215 €/MWh)CF:

0 €/mes

(0 €/MWh)

CV: 0,35 €/MWh CV: 0,8 €/MWh

Inclusión

Zona de Regulación0,0 €/MW

Inclusión

Zona de Regulación0,4 €/MWh

Cobertura desvíos 5% Cobertura desvíos: 5%

Total: 0,565 €/MWh Total: 1,2 €/MWh

(**) Nuestro caso estudio tiene una capacidad de 155 MW, teniendo en cuenta un

funcionamiento de 720 horas/mes nos da una producción de 111.600 MWh/mes

Tabla 6-4

Ante estas dos opciones, la empresa 1 es mucho más económica.

El procedimiento que se ha seguido es seleccionar desde un punto de vista económico

la mejor oferta para cada modalidad, la selección de una u otra modalidad depende

de la aversión al riesgo que tenga el autogenerador. Aunque tal y como se vio en el

capítulo 4, la tendencia de los precios de mercado es alcista por lo que la opción de

Comisión por Gestión sería la opción recomendada.

La figura 6-1 representa el Ingreso Neto Anual para la empresa 1 frente al Precio de

Mercado para las dos alternativas (precio fijo y comisión por gestión).



Ingresos Netos AnualesIngresos Netos Anuales

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

25 30 35 40 45 50

Precio de Mercado (Precio de Mercado (€/MWh)/MWh)

Mil

es

de

Eu

ros

(M

ile

s d

e E

uro

s (€

))

Precio Fijo Comisión

Figura 6-1

2.3 Influencia de los Desvíos

Una vez seleccionada la empresa nº1, en la modalidad de Comisión por Gestión, se ha

realizado un estudio del efecto sobre el coste del servicio que suponen los desvíos,

esto se debe fundamentalmente a que las ofertas sólo cubren un 5%.

Para un régimen de 8.760 horas de funcionamiento tenemos:

Planta Potencia MW Energía Vendida (MWh)

Planta nº1 80 700.800

Planta nº2 25 219.000

Planta nº3 20 175.200

Planta nº4 20 175.200

Planta nº5 10 87.600

1.357.800

Tabla 6-5



En la tabla 6-6 se ha determinado el coste del desvío en función del % de desvío que

se produzca.

Desvios (%) Potencia desvio (MWh) Coste anual desvío (€) Sin Cobertura (€) Coste c€/kWh

0% 0 0 0 0

1% 13.578 0 54.312 0,004

2% 27.156 0 108.624 0,008

3% 40.734 0 162.936 0,012

4% 54.312 0 217.248 0,016

5% 67.890 0 271.560 0,02

6% 81.468 325.872 325.872 0,024

7% 95.046 380.184 380.184 0,028

8% 108.624 434.496 434.496 0,032

9% 122.202 488.808 488.808 0,036

10% 135.780 543.120 543.120 0,04

Tabla 6-6

La figura 6-2 representa gráficamente este coste en función del % de desvío

producido.

00,005

0,010,015

0,020,025

0,030,035

0,040,045

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

% Desvío% Desvío

Co

ste

cC

ost

e c

€ /k

Wh

/kW

h

Figura 6-2



La figura 6-3 representa el coste total del servicio teniendo en cuenta el coste del

desvío.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

% Desvío% Desvío

Co

ste

mil

es

Co

ste

mil

es

€ /kW

h/k

Wh

Figura 6-3

Podemos concluir indicando que tal y como se ha mostrado, los desvíos tienen una

gran importancia sobre el coste total del sistema, este es un tema muy crítico para las

plantas de Cogeneración debido a que al estar sujetas a las necesidades de la

industria anfitriona el desvío suele ser inevitable.

El acudir a mercado implica realizar un esfuerzo en la minimización de los desvíos, en

la medida en que se pueda optimizar el proceso y disminuir los desvíos asociados

conseguiremos disminuir sensiblemente el coste de acceso al mercado.



3 Conclusiones Finales

En el capítulo 1º, se planteaba un triple objetivo en la elaboración de este proyecto,

el primero de ellos era tratar de dar una visión actual del panorama de la

cogeneración en España a lo largo de los últimos años. Este análisis desarrollado en el

capítulo 2º, nos mostraba como la Cogeneración a pesar de ser un método eficiente

para disminuir el consumo de energía primaria, había sido maltratado

regulatoriamente en los últimos años y necesitaba de un incentivo, el cual sin duda

alguna ha sido la posibilidad de acceso al mercado a través del R.D. 841/2002.

En segundo lugar se trataba de responder a todas aquellas incertidumbres que han

aparecido tras la publicación de dicho decreto, sobre como actuar para mejorar sus

resultados de explotación. A lo largo de los capítulos 4º, 5º y 6º se ha realizado un

análisis exhaustivo fundamentalmente económico que establece como principal

conclusión la gran ventaja económica que supone para la mayoría de las plantas de

Cogeneración el acudir al mercado. De igual forma se han analizado todos aquellos

factores asociados que de alguna forma influyen en el riesgo de esta decisión tales

como los costos de banda secundaria, la volatilidad del mercado, la influencia del

precio del gas natural, la variación de las primas.., dando a su vez las principales

soluciones existentes que ayuden a mitigar los riesgos de un mercado incierto y

sometido a múltiples factores asegurando con ello la rentabilidad de la instalación.

Por último, como tercer objetivo, se trataba de argumentar todas las conclusiones

mediante el estudio de la influencia sobre un caso real, el cual es descrito en el

capítulo 3º, que además de dar objetividad y permitir validar las conclusiones es una

fuente que permite fácilmente adaptar los cálculos realizados a otros casos

particulares permitiendo conferir al documento un carácter consultivo y didáctico.

De hecho todas las plantas que forman el caso estudio acuden actualmente al

mercado eléctrico de forma exitosa.

Como conclusión final, podemos decir que la integración de la Cogeneración en el

Mercado Eléctrico no es solamente posible, sino que se está llevando a cabo con éxito,

y que demuestra que las energía renovables no son incompatibles con un



funcionamiento de mercado en competencia que con la reciente apertura al 100% de

los consumidores se afianza día tras día.

Capítulo 7Bibliografía


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 127 Capítulo 7 Bibliografía

1 Bibliografía

A continuación se resumen las principales referencias bibliográficas que serán

empleadas en la elaboración del Proyecto:

1.1 Normativa:

• Ley 54/1997 de 27-11-1997 del Sector Eléctrico

• Real Decreto 841/2002 de 2-8-2002 por el que se Regula para las Instalaciones de

Producción de Energía Eléctrica en Régimen Especial su Incentivación en la

Participación en el Mercado de Producción, Determinadas Obligaciones de

Información de sus Previsiones de Producción, y la Adquisición por los

Comercializadores de su Energía Eléctrica Producida.

• Real Decreto 2818/1998 de 23-12-1998 sobre Producción de Energía Eléctrica por

Instalaciones Abastecidas por Recursos o Fuentes de Energía Renovables, Residuos

y Cogeneración.

• Real Decreto 2366/1994 de 9-12-1994 sobre Producción de Energía Eléctrica por

Instalaciones Hidráulicas, de Cogeneración y otras Abastecidas por Recursos o

Fuentes de Energías Renovables.

• Real Decreto-Ley 6/2000 de 23-6-2000 de Medidas Urgentes de Intesificación de la

Competencia en Mercados de Bienes y Servicios.

• Propuesta de Real Decreto por el que se Desarrollan los Artículos 17, 18 y 21 del

Real Decreto-Ley 6/2000, de 23-6-2000.

• Real Decreto 1483/2001 de 27-12-2001, por el que se establece la Tarifa Eléctrica

para el 2002

• Orden ECO/301/2002 de 15-02-2002 por la que se establecen la retribución de las

actividades reguladas del sector gasista.



• Reglamento de Puntos de Medidas de los Consumos y Tránsitos de Energía

Eléctrica (RPM). Contiene: real Decreto Nº 2018/1997 de 26-12-1997, por el que se

aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de

Energía Eléctrica; Orden Ministerial de 12-4-1999 por la que se dictan las

Instrucciones Técnicas Complementarias al Reglamento de Puntos de Medida de

los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica (ITC).

• Procedimiento de Información de Medidas entre Agentes y Operador del Sistema

Edición 4 de 16-11-1999. Sistema de Información de Medidas Eléctricas (SIMEL) de

REE.

• Procedimiento de Operación del Sistema Eléctrico 1.5.- Establecimiento de la

Reserva para la Regulación Frecuencia / Potencia. REE. BOE 18/08/1998.

• Procedimiento de Operación del Sistema Eléctrico 3.2.- Solución de Restriciones

Técnicas. REE. BOE 18/08/1998.

• Procedimiento de Operación del Sistema Eléctrico 3.3.- Resolución Desvíos. REE.

BOE 09/03/1999.

• Procedimiento de Operación del Sistema Eléctrico 3.6.- Comunicación y

Tratamiento de las Indisponibilidades de las Unidades de Producción. REE. BOE

18/08/1998.

• Procedimiento de Operación del Sistema Eléctrico 7.1.- Servicio Complementario

de Regulación Primaria. REE. BOE 18/08/1998.


de Regulación Secundaria. REE. BOE 18/08/1998.


de Regulación Terciaria. REE. BOE 18/08/1998.

• Procedimiento de Operación del Sistema Eléctrico 9.6.- Acceso al Sistema de

Información del Operador del Sistema (SIOS). REE. BOE 03/07/1999.

• Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica de 5-4-

2001. OMEL



1.2 Técnica:

• [ALVA76] Alvarado F. L., “Penalty factors from Newton’s method”, IEEE Trans.

Power Appar. & Syst., Vol. PAS-97, nº. 6, Nov./Dec., 1976, pp. 2031-2037.

• [ATHA 87] Athay T. M., “Generation scheduling and control”, Proc. of the IEEE,

Vol. 75, nº. 12, Dec., 1987, pp.1592-1606.

• [BAKK98] Bakken B. H., Grande O. S., “Automatic generation control in a

deregulated power system”, IEEE Trans. Power Systems, Vol. 13, nº. 4, Nov., 1998,

pp. 1401-1406.

• [BECH77] Bechert T. E., Chen N., “Area automatic generation control by multi-pass

dynamic programming”, IEEE Trans. Power Appar. & Syst., Vol. PAS-96, nº. 5,

Sep./Oct., 1977.

• [CALO84] Calovic M., “Automatic generation control: decentralized area-wise

optimal solution”, Electric Power syst. Res., Vol. 7, 1984, pp.115-139.

• [CARP85] Carpentier J., “ ‘To be or not to be modern’ that is the question for

automatic generation control (point of view of a utility engineer)”, Electrical

Power & Energy Systems, Vol. 7, nº. 2, Apr., 1985, pp.81-91.

• [CHRI96] Christie R., Bose A., “Load frequency control issues in power system

operations after deregulation”, IEEE Trans. Power Systems, Vol. 11, nº 3, Aug.,

1996, pp. 1191-1200.

• [ELGE77] Elger O. I., Fosha C. E., “Optimum megawatt-frequency control of

multiarea electric energy systems”, IEEE trans. Power Appar. & Syst., Vol. PAS-89,

nº 4, Apr., 1977, pp. 556-577.

• [GREE96] Green R. K., “Transformed automatic generation control”, IEEE Trans.

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• [HAPP77] Happ H. H., “Optimal power dispatch-A comprehensive survey”, IEEE

Trans. Power Appar. & Syst., Vol. PAS-96, nº. 3, May/June, 1977, pp. 841-854.



• [JALL92] Jaleeli N., Ewart D. N., Fink L. H., VanSlyck L. S., Hoffman A. G.,

“Understanding automatic generation control”, IEEE Trans. Power Systems, Vol. 7,

nº. 3, Aug., 1992, pp.1106-1112.

• [KAMB83] Kambale P., Mukai H., Spare J. H., Zaborsky J., “A reevaluation of the

normal operating state control of the power system using computer control and

system theory, Part III: Tracking the dispatch targets with unit control”, IEEE Trans.

Power Appar. & Syst., Vol. PAS-102, June, 1983, pp.1903-1912.

• [KUND94] Kundur P., Power System Stability and Control, EPRI Power System

Engineering, McGraw-Hill, 1994.

• [MARI00] Mario Villares Martín, "Cogeneración" Fundación Cofemetal,

• [MELL77] Mello F. P., Undrill J. M., “Automatic Generation Control”, IEEE Tutorial

course on energy control center design, 1977, pp.17-27.

• [MUKA81] Mukai H., Singh J., Spare J. H., Zaborsky J., “A reevaluation of the

normal operating state control of the power system using computer control and

system theory, Part II: Dispatch targeting”, IEEE Trans. Power Appar. & Syst., Vol.

PAS-100, Jan., 1981, pp.309-317.

• [PATT73] Patton A. D., “Dynamic optimal dispatch of real power for thermal

generating units”, IEEE Proc. of the Power Industry Computer Appl. Conf. (8th

PICA), Jun, 1973.

• [REE02] Red Eléctrica de España, “Regulación compartida peninsular. Descripción

técnica”.

• [ROSS80] Ross D. W., Kim S., “Dynamic economic dispatch of generation”, IEEE

Trans. Power Appar. & Syst., Vol. PAS-99, nº. 6, Nov./Dec., 1980.

• [STAD71] Stadlin W. O., “Economic allocation of regulating margin”, IEEE Trans.

Power Appar. & Syst., Vol. PAS-90, nº. 4, july/Aug., 1971, pp. 1776-1781.

• [WAIG81] Waight J. G., Bose A., Scheble G. B., “Generation dispatch with reserve

margin constraints using linear programming”, IEEE Trans. Power Appar. & Syst.,

Vol. PAS-100, nº. 1, Jan., 1981, pp. 252-257.



• [WOOD82] Wood W. G., “Spinning reserve constrained static and dynamic

economic dispatch”, IEEE Trans. Power Appar. & Syst., Vol. PAS-101, nº. 2, Feb.,

1982, pp. 381-388.

• [ZABO79] Zaborsky J., Singh J., “A reevaluation of the normal operating state

control of the power system using computer control and system theory, Part I:

Estimation”, Proc. PICA conf., 1979.

• [----67] Sin autor, “A comprehensive direct digital load-frequency controller”, IEEE

Proc. of the Power Industry Computer Appl. Conf., 1967.

1.3 Otras Fuentes:

• Publicaciones Periódicas del IDEA (Instituto para la Diversificación y Ahorro de

Energía).

• Documentación del Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico

impartido por la Universidad Pontificia de Comillas.

• Conferencias y Seminarios del Centro Europeo de Desarrollo Empresarial.

• Conferencias y Seminarios del Club Español de la Energía.

• Publicaciones de la Asociación de Cogeneradores.

• Publicaciones de REE.

• Boletín Eficiencia Energética y Energías Renovables.

• Publicaciones C.N.E. Comisión Nacional de Energía.

• Publicaciones Dirección General de la Energía de la Comisión Europea.

Anexos


Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico Anexos

1 Real Decreto 841/2002



3 Real Decreto-Ley 6/2000



5 Orden ECO/301 y 302/2002

Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico · El presente proyecto tiene un triple...

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