la vida secreta de las plantas (de cogeneración) · Las plantas de tamaño medio (1 a 10 MWe)...

raimon argemí [email protected] 6 de mayo de 2014 1

la vida secreta de las plantas (de cogeneración)

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¿Nos quedamos sin cogeneración? Legislando (para/contra/por/según/sin) la

cogeneración ¿Nos lo vamos a creer?

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¿Nos quedamos sin cogeneración?

Costes de producción MIX 2013

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2013 CHP > CCTG CHP > COAL CHP > NUCLEAR

PRODUCCIÓN TWh 261,4 263,1 263,1 263,1 CONSUMO TWh 241,4 241,4 241,4 241,4 PÉRDIDAS T&D TWh 19,9 21,7 21,7 21,7 COSTES M€ 31.359 31.936 31.073 31.546

VARIACIÓN M€ 577 -286 188 €/MWh 2,4 -1,2 0,8

Otras aportaciones no energéticas de la cogeneración:

Inversión en redes: 57M€/a Estabilización de redes: 110M€/a

Bases:

gas natural= 38 €/MWhpci carbón = 14,9 €/MWhpci uranio = 3,3 €/MWh inversiones y costes de O&M, según informe de consultora Lazard (2013)

Las tecnologías basadas en ciclo combinado y carbón suponen la existencia de potencia suficiente. La basada en tecnologías nucleares requiere instalar nuevas plantas.



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0

10

20

30

40

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60

0 2000 4000 6000 8000

GW

hora

Producción Electricidad vs. Potencia nuclear + eólica

Electricidad

Pot. Eólica

Pot. Nuclear

¿Pero, tienen cabida nuevas plantas?


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Legislando (para/contra/por/según/sin) la cogeneración

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RDL 1/2012 Moratoria al Régimen Especial RDL 2/2013 Aplicación de impuestos RDL 9/2013 Eliminación de complementos RD XXX Real Decreto por el que se

regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos, (ERCORE?)

OMs Retribución para plantas actuales

RI, RO, ROE

Desde hace 2 años la legislación no es especialmente amigable...

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SEMESTRAL ANUAL

2013* Facturación con nueva regulación. Devolución 9.7M€

O&M: 15 €/MWhe Cbmpgn: 38.5

€/MWhpci Gas: 1.5 €/MWh de

margen comerc No se aplica

descuento al cogenerador.

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Fomento de la ineficiencia Fomento del mantenimiento de las plantas obsoletas Fomento de la generación centralizada frente a la generación distribuida

Las plantas de turbina pueden tener, según el caso, una reducción a la retribución superior en 10 €/MWh respecto las de motor. Las plantas antiguas con tarifa degradada (83%) prácticamente no reciben impacto (en algunos casos la retribución mejora respecto el RD661 en alrededor de 9 €/MWh) en comparación con las plantas nuevas con el 100% de tarifa, cuya retribución disminuye entre 15 y 25 €/MWh según el caso (RI no incluido). Las plantas de tamaño medio (1 a 10 MWe) tienen una reducción a la retribución superior en unos 6 €/MWh respecto las plantas de mayor tamaño (25 a 50 MWe).

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Fomento de la ineficiencia

Las plantas de turbina pueden tener, según el caso, una reducción a la retribución superior en 10 €/MWh respecto las de motor.

Con el anterior régimen retributivo (RD 661/2007), dos plantas del mismo tamaño tenían acceso a la misma retribución independientemente de su tecnología (y consiguientemente, de su eficiencia). Con el nuevo régimen, las plantas de motor obtienen una mayor retribución que las de turbina, lo cual se entiende que se ha considerado para compensar su menor eficiencia (mínimo exigido de 55% respecto 59%).

MW Tecnología PEM IT Tarifa 661 2T 2013 €/MWh

POOL + ROE

€/MWh

Diferencia en

retribución €/MWh

10 Motor 2004 00114 114,7 103,8 -10,9

Turbina 2004 00145 114,7 95,4 -19,3

25 Motor 2005 00176 109,3 100,7 -8,5

Turbina 2005 00205 109,3 90,7 -18,6

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Fomento del mantenimiento de las plantas obsoletas

Las plantas antiguas prácticamente no reciben impacto en comparación con las plantas nuevas con el 100% de tarifa, cuya retribución disminuye entre 15 y 25 €/MWh (RI no incluido).

El anterior régimen retributivo (RD 661/2007), permitía la renovación de las plantas para poderlas adaptar a los cambios técnicos (variación en la demanda térmica) y los cambios legislativos (nuevos límites de emisiones atmosféricas). El nuevo régimen, hace que el impacto económico sobre las plantas antiguas (más de 15 años) sea inferior que sobre las plantas nuevas.


POOL + ROE

€/MWh

Diferencia en


25 Turbina 1997 00198 90,7 90,2 -0,5 2010 00209 109,3 83,6 -25,7

10 Motor 1997 00107 95,2 102,7 +7,5 2010 00120 114,7 97,7 -17,0

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Fomento del mantenimiento de las plantas obsoletas

Se pretende mantener una parte del parque de cogeneración que está desfasado, y que necesariamente tendrá que ser renovado en los próximos años.

La parada de estas plantas, por no cumplir con los límites de emisiones no ha sido contemplado en el impacto económico de la reforma energética. De no permitirse a estas plantas acceder a una renovación sustancial, se induce a todas ellas al cierre en el año 2016, lo cual se traduciría en una reducción adicional de la prima equivalente estimada en unos 150 M€/a (14% de 26.919 GWh con ROE de unos 40 €/MWh), no considerada en las diferentes evaluaciones publicadas sobre el impacto de la reforma. La apertura del acceso de las plantas a modificaciones sustanciales permitiría cambiar los equipos principales de tal manera que pudiera cumplirse con los límites máximos de NOx establecidos actualmente (turbina: 50 mg/Nm3 al 15% de O2; motor: 150 mg/Nm3 al 3% de O2).

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Fomento de la generación centralizada frente a la generación distribuida

Las plantas de tamaño medio (1 a 10 MWe) tienen una reducción a la retribución superior en unos 6 €/MWh respecto las plantas de mayor tamaño (25 a 50 MWe).

Bases de cálculo: Pool considerado: 49 €/MWh Resultados en €/MWh indicativos para plantas de entre 1 y 50 MWe RI no considerado ya que se pretende comparar la retribución a la

operación.


POOL + ROE

€/MWh

Diferencia en


10 Turbina 2004 00145 114,7 95,4 -19,3 50 Turbina 2004 00258 104,3 90,7 -13,6

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65,5

54,3 53,9 50,7 51,3

72,3

57,6

45,641,3 41,8

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

P≤0,5 MW 0,5< P ≤ 1 MW 1 < P ≤ 10 MW 10 < P ≤ 25 MW25 < P ≤ 50 MW

€/MWh ROE

Motor (REE=64%) Turbinas (REE=68%)

61,7

48,9 48,445,3 45,9

61,7

47,6

38,534,4 34,3

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

P≤0,5 MW 0,5< P ≤ 1 MW 1 < P ≤ 10 MW 10 < P ≤ 25 MW25 < P ≤ 50 MW

€/MWh RO

Motor (REE=64%) Turbinas (REE=68%)

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106,596,1 95,7 92,7 93,3

112,899,2

88,0 84,0 84,5

172

141

115 109 105

183

152

125 120 115

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0

P≤0,5 MW 0,5< P ≤ 1 MW 1 < P ≤ 10 MW 10 < P ≤ 25 MW 25 < P ≤ 50 MW

€/MWh

Motor (REE=64%) Turbinas (REE=68%) Tarifa RD661/2007 Tarifa 661/2007 con complementos

Pool (49 €/MWh)

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Legislando (para/contra/por/según/sin) la cogeneración La reforma de la cogeneración debe incluir las siguientes modificaciones para no correr el riesgo de perder parte de la potencia instalada y consecuentemente la industria asociada:

Impacto evaluado en 100 M€ sobre la totalidad del parque. Los RO publicados han sido obtenidos con los REE promedio del parque (REE= 68%). Este RO no cubre los costes operacionales de las plantas con REE inferior, pero que sí cumplen con el mínimo para operar. Para permitir la operación de dichas plantas, debe aumentarse la retribución del orden de 11 €/MWh: Los ahorros mínimos de energía primaria que las plantas deberían aportar a sus poseedores (según las Directivas Europeas el 10%) serían del orden de:

Eliminar el límite de horas Recalcular los RO en función de los REE mínimos AEP

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La Directiva promueve el ahorro en el uso de la energía. La cogeneración, a diferencia de las renovables, ahorra energía y potencia: es eficiente y requiere un respaldo muy limitado (5%?).

¿energía o potencia? Las empresas eléctricas tratan de cobrar en función de la potencia. Últimamente se han incrementado los costes fijos y reducidos las variables Esto no ayuda al ahorro energético.

Se requiere una reglamentación específica para la cogeneración que contemple ambas aportaciones y el ahorro de costes en el sistema

(Inversiones en redes y pérdidas).

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1. Sin limitación de horas de funcionamiento. 2. REE exigibles (59% turbinas – 55% motores) para definir RI, RO y ROE 3. Contemplar el descuento al cogenerador valorando el ahorro obligatorio

mínimo de energía primaria como ahorro en costes energéticos. 4. Regularización mensual de los precios del gas natural y pool para no

colapsar la tesorería de las empresas 5. No aplicar retroactividad en las facturaciones realizadas a cuenta durante

2013 y 1S 2014, dado que el flujo de caja que se generaría sería insuficiente para pagar la eventual deuda por la liquidación a Julio 2013

6. Vida útil regulatoria de 20 años para todas las cogeneraciones, sin discriminación por tamaño.

7. Desarrollo y transposición urgente de la Directiva de Eficiencia Energética para permitir y promover realizar modificaciones sustanciales y desarrollos de nuevas plantas.

8. Promover el autoconsumo: atención al respaldo y a eventuales complementos retributivos a la energía producida en lugar de a la vertida, sin que se incremente el coste del sistema.

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¿Hacia dónde vamos?

Inversores Mensajes desde Europa

Recuperación de la confianza de los inversores Batalla contra otras alternativas de suministro térmico

Reducción en el consumo final como herramienta clave para reducción de las emisiones Reducir la dependencia del gas ruso La cogeneración no es trendy ni sexy. ¿Alguna idea para no-ingenieros? Las tecnologías carbon-free son imparables. Debemos estar preparados para operar las cogeneraciones de manera flexible y adaptarlas a una demanda muy variable. ¿Cómo encaja el suministro de calor en este entorno?

Eficiencia Rusia Cultura Flexibilidad

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muchas gracias

raimon argemí i puigdomènech [email protected]

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