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
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 3 Capítulo 1 Introducción
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 4 Capítulo 1 Introducción
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?.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 5 Capítulo 1 Introducción
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 6 Capítulo 1 Introducción
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 7 Capítulo 1 Introducción
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 10 Capítulo 2 La Cogeneración
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 11 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 12 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 13 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 14 Capítulo 2 La Cogeneración
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 15 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 16 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 17 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 18 Capítulo 2 La Cogeneración
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 19 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 20 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 21 Capítulo 2 La Cogeneración
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 22 Capítulo 2 La Cogeneración
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 23 Capítulo 2 La Cogeneración
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 24 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 25 Capítulo 2 La Cogeneración
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 26 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 27 Capítulo 2 La Cogeneración
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)
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 28 Capítulo 2 La Cogeneración
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 29 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 30 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 31 Capítulo 2 La Cogeneración
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 32 Capítulo 2 La Cogeneración
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 33 Capítulo 2 La Cogeneración
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:
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 34 Capítulo 2 La Cogeneración
- 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.
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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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 37 Capítulo 3 Caso Estudio
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 38 Capítulo 3 Caso Estudio
Planta Nº 2
Descripción General de la Planta:
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.
Prestaciones de la Instalación:
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
Datos de Regulación:
q Tipo de Discriminación Horaria: 3
q Zona de Discriminación Horaria: 4
q Coeficiente Media Utilización: 2.3
q Fecha Comienzo Grupo Principal: 7-jul-99
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 39 Capítulo 3 Caso Estudio
Planta Nº 3
Descripción General de la Planta:
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.
Prestaciones de la Instalación:
q Potencia de Turbinas de Gas: 13 MW
q Potencia Turbina de Vapor: 7 MW
q Caudal de Vapor: 30 t/h
q Temperatura de Vapor: 400 ºC
q Presión de Vapor: 40 bar
q Caudal agua caliente: 1.400 m3/h
q Combustible: L.N.G
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-99
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 40 Capítulo 3 Caso Estudio
Planta Nº 4
Descripción General de la Planta:
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.
Prestaciones de la Instalación:
q Potencia de Turbinas de Gas: 10 MW
q Potencia Turbina de Vapor: 10 MW
q Caudal de Vapor: 30 t/h
q Temperatura de Vapor: 400 ºC
q Presión de Vapor: 40 kg/cm2
q Caudal agua desmineralizada: 1.000 m3/día
q Combustible: L.N.G.
Datos de Regulación:
q Tipo de Discriminación Horaria: 3
q Zona de Discriminación Horaria: 1
q Coeficiente Media Utilización: 2..2
q Fecha Comienzo Grupo Principal: 10-sep-95
q Fecha Comienzo Segundo Grupo: 09-oct-96
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 41 Capítulo 3 Caso Estudio
Planta Nº 5
Descripción General de la Planta:
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.
Prestaciones de la Instalación:
q Potencia Motores Dieses: 2 x 5 MW
q Caudal de Vapor: 7 t/h
q Temperatura de Vapor: 184 ºC
q Presión de Vapor: 10 bar
q Combustible: Fuel-oil B.I.A.
Datos de Regulación:
q Tipo de Discriminación Horaria: 4
q Zona de Discriminación Horaria: 4
q Coeficiente Media Utilización: 2.2
q Fecha Comienzo Grupo Principal: 01-abr-99
q Fecha Comienzo Segundo Grupo: 01-jun-00
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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:
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 44 Capítulo 4 Análisis Económico
• 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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 45 Capítulo 4 Análisis Económico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 46 Capítulo 4 Análisis Económico
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 47 Capítulo 4 Análisis Económico
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 48 Capítulo 4 Análisis Económico
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 49 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 50 Capítulo 4 Análisis Económico
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 51 Capítulo 4 Análisis Económico
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 52 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 53 Capítulo 4 Análisis Económico
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)
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 54 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 55 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 56 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 57 Capítulo 4 Análisis Económico
Planta 2ª
Mes Pf (kW) Pf*Tp (€) Ec*Te (€) DH (€) ER (€) Facturación (€)
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 58 Capítulo 4 Análisis Económico
Planta 3ª
Mes Pf (kW) Pf*Tp (€) Ec*Te (€) DH (€) ER (€) Facturación (€)
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 59 Capítulo 4 Análisis Económico
Planta 4ª
Mes Pf (kW) Pf*Tp (€) Ec*Te (€) DH (€) ER (€) Facturación (€)
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 60 Capítulo 4 Análisis Económico
Planta 5ª
Mes Pf (kW) Pf*Tp (€) Ec*Te (€) DH (€) ER (€) Facturación (€)
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 61 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 62 Capítulo 4 Análisis Económico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 63 Capítulo 4 Análisis Económico
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:
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 64 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 65 Capítulo 4 Análisis Económico
• 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).
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 66 Capítulo 4 Análisis Económico
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:
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 67 Capítulo 4 Análisis Económico
• 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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 68 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 69 Capítulo 4 Análisis Económico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 70 Capítulo 4 Análisis Económico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 71 Capítulo 4 Análisis Económico
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:
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 72 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 73 Capítulo 4 Análisis Económico
Planta 2ª
Mes Pmdiario (c€/kWh) GP (€/kWh) Te(Tv(2.4,mes) (€/te) Incentivo (€/kWh) Facturación (€)
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 74 Capítulo 4 Análisis Económico
Planta 3ª
Mes Pmdiario (c€/kWh) GP (€/kWh) Te(Tv(2.4,mes) (€/te) Incentivo (€/kWh) Facturación (€)
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 75 Capítulo 4 Análisis Económico
Planta 4
Mes Pmdiario (c€/kWh) GP (€/kWh) Te(Tv(2.4,mes) (€/te) Incentivo (€/kWh) Facturación (€)
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 76 Capítulo 4 Análisis Económico
Planta 5
Mes Pmdiario (c€/kWh) GP (€/kWh) Te(Tv(2.4,mes) (€/te) Incentivo (€/kWh) Facturación (€)
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 77 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 78 Capítulo 4 Análisis Económico
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)
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 79 Capítulo 4 Análisis Económico
• 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%.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 80 Capítulo 4 Análisis Económico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 81 Capítulo 4 Análisis Económico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 82 Capítulo 4 Análisis Económico
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€).
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 83 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Planta 1ª Planta 2ª Planta 3ª Planta 4ª Planta 5ª
Tarifa R.D. 2366 Mercado Diario R.D. 841 Zona Regulación
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 84 Capítulo 4 Análisis Económico
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
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 85 Capítulo 4 Análisis Económico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 86 Capítulo 4 Análisis Económico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 89 Capítulo 5 Análisis Técnico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 90 Capítulo 5 Análisis Técnico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 91 Capítulo 5 Análisis Técnico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 92 Capítulo 5 Análisis Técnico
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 93 Capítulo 5 Análisis Técnico
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.
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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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 95 Capítulo 5 Análisis Técnico
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 96 Capítulo 5 Análisis Técnico
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)
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 97 Capítulo 5 Análisis Técnico
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.
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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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 99 Capítulo 5 Análisis Técnico
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 100 Capítulo 5 Análisis Técnico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 101 Capítulo 5 Análisis Técnico
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 102 Capítulo 5 Análisis Técnico
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 103 Capítulo 5 Análisis Técnico
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 104 Capítulo 5 Análisis Técnico
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 105 Capítulo 5 Análisis Técnico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 106 Capítulo 5 Análisis Técnico
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:
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 107 Capítulo 5 Análisis Técnico
• 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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 108 Capítulo 5 Análisis Técnico
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 109 Capítulo 5 Análisis Técnico
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
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 110 Capítulo 5 Análisis Técnico
• 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).
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 111 Capítulo 5 Análisis Técnico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 112 Capítulo 5 Análisis Técnico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 115 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 116 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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.
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 117 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 118 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 119 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 120 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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).
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 121 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 122 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 123 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 124 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 125 Capítulo 6 Análisis de Alternativas
funcionamiento de mercado en competencia que con la reciente apertura al 100% de
los consumidores se afianza día tras día.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 128 Capítulo 7 Bibliografía
• 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.
• Procedimiento de Operación del Sistema Eléctrico 7.2.- Servicio Complementario
de Regulación Secundaria. REE. BOE 18/08/1998.
• Procedimiento de Operación del Sistema Eléctrico 7.3.- Servicio Complementario
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
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 129 Capítulo 7 Bibliografía
1.2 Técnica:
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• [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,
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• [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,
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• [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
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• [ELGE77] Elger O. I., Fosha C. E., “Optimum megawatt-frequency control of
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• [HAPP77] Happ H. H., “Optimal power dispatch-A comprehensive survey”, IEEE
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Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 130 Capítulo 7 Bibliografía
• [JALL92] Jaleeli N., Ewart D. N., Fink L. H., VanSlyck L. S., Hoffman A. G.,
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• [MELL77] Mello F. P., Undrill J. M., “Automatic Generation Control”, IEEE Tutorial
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Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico 131 Capítulo 7 Bibliografía
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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.
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico Anexos
1 Real Decreto 841/2002
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico Anexos
2 Real Decreto 2366/1994
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico Anexos
3 Real Decreto-Ley 6/2000
Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
Integración de la Cogeneración en el Mercado Eléctrico Anexos
4 Real Decreto 1483/2001
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