La Producción n de Electricidad a partir de Biogás Marco Legal y Estratégico

Transcripción

1 Expobioenergía 2010 Jornadas Técnicas Biogás: Visión Global 27 de octubre de 2010 La Producción n de Electricidad a partir de Biogás Marco Legal y Estratégico

2 Introducción En España, es el Régimen Especialy su legislación vinculadaqueregula el desarrollo de proyectos de energía a partir de biogas, y su viabilidad económica y financiera. Dentro del Régimen Especial se destaca el Real Decreto 661/2007.

3 Índice I- Exportación de Electricidad y Marco Legal Existente 1. Biogás de digestor y opciones de venta de electricidad 2. Visión general de los complementos para optimizar la venta de electricidad 3. Aprovechamiento de calor; Criterios para el Complemento por Eficiencia Energética 4. Representación en el Mercado Eléctrico y reducción de Desvíos II -Marco Legal y para el Biogás 1. Plan de Energía Renovable (PER) 2. Plan de Acción Nacional de Energía Renovable (PANER) 3. Borrador de RD modificando el 661 e Informe de la CNE

4 I-Exportación de electricidad Marco Legal existente

5 1. Biogás de digestor y opciones de venta de la electricidad RD 661/2007: Subgrupo b.7.2.biogásgenerado en digestores, a partir de varios tipos de residuos mediante proceso de fermentación, tanto individualmente como en co-digestión. Los subgrupos BIOGAS se diferencian según su tecnología : optimización de la generación de biogas en digestores (b.7.2) o recuperación directapor pozos de captaciónde las celdas de almacenamiento de vertederos(b.7.1. Biogás) no se mira la fuente del biogas: si es cultivos energéticos, purines, FORSU o residuos agroalimenticios

6 2 modalidades principales para la venta de la electricidad: - Opción de venta 24.1.a),precio constante de remuneración de la venta de la electricidad, y frecuentemente denominado opción tarifa. - Opción 24.1.b),precio variable frecuentemente llamado opción mercado. En estas 2 opciones, la prima o prima equivalente estávinculada a un periodo de funcionamiento a partir de la puesta en servicio (15 años para los subgrupos biogas b.7.2 y a.1.3) Es obligatorio mantener la opción elegida por periodos no inferiores a 12 meses. Es obligatorio acudir al sistema de ofertas de OMEL independientemente de la opción de venta elegida, quedando sometidas a la liquidación de desvíos, excepto en casos particulares.

7 La electricidad puede venderse: RD 661/ a 24.1.b TR PRIMA EQUIVALENTE PRIMA TR= Tarifa Regulada Precio pool mercado: Media 2009: 3,7c /kwh Máximosen 2008: 7-8 c /kwh/ Mínimos en 2010: 0 c /kwh H0 H2 H4 H6 H8 H10 H12 H14 H16 H18 H20 H22 H24 => ajustes, según desvíos Techo Suelo

8 Actualización tarifas desde el RD 661/2007 Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre b.7.2 <500 kwe 24.1.a 24.1.b Tarifa Prima Lim. Sup. Lim. Inf. 13, , , ,0656 >500 kwe 10,2409 6, , ,1033 Si hay aprovechamiento de calor, superior a un umbral, pasamos al grupo a.1, Subgrupo a.1.3. con combustible b.7.2 biogás de digestor Sin suelo ni techo Del subgrupo b.7.2 al a.1.3-b.7.2: + aumento entre 0,2945 y 0,3422 c /kwh a.1.3-b.7.2 < 500 kwe > 500 kwe Tarifa Prima Techo Suelo 14, , ,5369 6,9292

9 2. Visión general de los complementos para optimizar la venta de electricidad Complemento por Energía Reactiva (CER) RD 661/2007 -Anexo V: Orden ITC/3519/2009: 8,2954 c /kwh Energía Aparente Energía Reactiva Energía Activa Nota: El Orden ITC-2794/2007actualiza los horarios de los periodos Punta, Llano y Valle, que venían indicados en el Orden Ministerial de 1995 (tipo 3 y según cada zona geográfica). Fuente: Capítulo E del Manual teóricopráctico Schneider

10 Capacitiva/Inductiva:En las horas punta se bonifica la generación de reactiva y en las horas valle se bonifica la absorción de reactiva. Regulación del Fp, ejemplos/ordenes de magnitud del CER : Plantas funcionando unas horas, en Todo-Todo, puede conseguir ajustar la energía reactiva para llegar en unos al 5% de la tarifa de complemento. Equivalente a más de 0,40 c /kwhde CER. Para una planta de unos 0,5 MWe, equivalente a unos /año Para una planta de unos 2 MWe, equivalente a mas de /año Todo-Todo o Autoconsumo Elección posible desde el RD 661/2007 Todo-Todo: vender toda la producción a la red a precio primado y comprar la electricidad necesaria a precio de consumo.

11 Complemento por Discriminación Horaria(DH) RD 1578/2008, solo para instalaciones en la opción de venta 24.1.a) Sin cogeneración (subgrupo b.7.2):bonificación de la Tarifa Regulada de 4,62% en horas punta y penalización de 3,7% en horas valle Cogeneración (subgrupo a.1.3): 37% de bonificación y 36% de penalización Complemento por Eficiencia Energética (CEE) Si el aprovechamiento de calor cumple con un cierto umbral: El solo hecho de aprovechar suficiente calor permite pasar al subgrupo a.1.3, con combustible b.7,2 y cobrar una prima o prima equivalente superior Además, por encima del umbral, se aplica el Complemento por Eficiencia Energética.

12 3. Aprovechamiento de calor Criterios para beneficiar del CEE Varios Reales Decretos: R.D. 661/2007 se basa en el rendimiento eléctrico equivalente (REE) R.D. 616/2007utiliza el índice: PES, que consiste en el ahorro de energía primaria porcentual y determina cuándo la electricidad de cogeneración es de alta eficiencia. Calculo del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) IDAE: Guía Técnica para la Medida y Determinación del Calor útil, abril de 2008 El calor, para ser útil ha de ser justificable RD 661/2007: REE= E/[Q-(V/RefH)] Directiva Europea 2007/74/CE - ANEXO II Valores de referencia para las eficiencias de producción separada de electricidad y calor

13 Calculo del Complemento por Eficiencia Energética (CEE) RD 661/2007 -Anexo I: cumplir con un umbral de REEmin Instalaciones con potencia instalada menor o igual 1MW, el valor del REE mínimo requerido seráun 10 % inferior. 45% CEE = 1,1 x (1/REEmínimo 1/REEi) x Cn Resolución del 28 de septiembre de 2010 / BOE-A

14 Parámetros Generales. Características de Operación Potencia electrica bruta motor b kwe RFH 0,70 Consumo auxiliares estimado b kw Cn 2,1608 c /kwh Horas operación motor b h Eficiencia eléctrica motores 39% Tarifa de Ref. RD CER 8,2954 c /kwh Energía exportada Todo-Todo Calor producido kwh kwh indicativo E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - agua camisa (digestor) 35 % E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - agua camisa 5 % E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - gases de escape 35 % E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - total para REE 40 % Consumo materia prima kwh Calor útil R.E.E. 51,47% R.E.E. mínimo 45,00% Resultado Económico Comparativo b.7.2 Conceptos Precio de Venta Tarifa b.7.2 Complemento Reactiva PRECIO VENTA FINAL b.7.2 VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (c /kwhexportado) TARIFA / TODO-TODO 13,8262 0, ,2410 VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ( /Año) TARIFA / TODO-TODO Tarifa a.1.3 (b.7.2) Complemento Eficiencia Energética PRECIO VENTA FINAL a b , , ,

15 4. La Representación en el Mercado Eléctrico RD 661/2007 Disposición transitoria sexta: La empresa distribuidora percibirá, desde el 1 de julio de 2008, del generador en régimen especial [ ], cuando actúe como su representante, un precio de 0,5 c /kwhcedido, en concepto de representación en el mercado. RD 485/2009 Circular CNE 4/2009 Articulo 2. Designación de los comercializadores de último recurso (que asumirán la labor de Representantes de Ultimo Recurso RUR) operadores dominantes. Undécimo.La empresa comercializadora de último recurso percibirá, desde el 1 de noviembre de 2009, del productor en régimen especial [ ] este precio, seráfijo de 10 /MWh cedido

16 Ante el Operador del Sistema Tramitación: Diferente según tipo de Punto de Medida (3 o 2>450 KVa) Liquidaciones Gestión de Desvíos Ante el Operador del Mercado Tramitación Gestión de Mercados Optimización y Ajustes Liquidaciones previsiones Para una planta de 0,5 MWe: Ahorro de mas de con Gnera en lugar del RUR GNERA Representante Productor en Régimen Especial Representación venta Energía Gestión de Incidencias Gestión de Medidas Consolidación Desvíos Liquidación, Informes Gestión WEB de producción Asesoría continua Ante las Distribuidoras Intercambio de Información Medidas Ante el Estado Tramitación Primas y Complementos Normativas y Legislación

17 Desvíos = Diferencia existente entre la energía real exportada(medida por el encargado de la lectura: REE o Distribuidora, según el tamaño de las plantas) y la energía programada. RD 661/2007: Articulo 34. Calculo y liquidación del coste de los desvíos Actualizado por el RD 1110/2007

18 Mercados - MIBEL > Desvíos Medidos > Coste desvíos RD 661/ Reducción posible de: cantidad de desvíos: Mediante la participación de los representantes en los mercados diarios e intradiarios, se mejoran las previsiones de la energía enviada como ofertas a OMEL. coste de desvíos GNERA como Representante aporta un efecto cartera

19 II-Marco Legal Situación actual del biogas y perspectivas

20 Marco Legal Existente Evolución de la normativa RDL 6/2009: a partir de la fecha de publicación, preasignación: condición necesaria para recibir la Prima o Prima Equivalente del RD 661 Circular 4/2009: Nuevo sistema de liquidación CNE 2010: RD proponiendo modificaciones al R.D. 661 Modificando Retribuciones, Reactiva (CER)? Informe CNE del 14 de septiembre RD 1578/2008: DH RD 661/2007: categorías, CEE, CER etc. RD 436 / 2004 Ley 54/1997 PER PANER

21 Marco Legal Existente 1. PER: Plan de Energías Renovables (PER) (MWe) Implantación de nuevas plantas (MWe) 2009 (MWe) Objectivos PER Previsto Datos IDAE 2009 Real = nivel de cumplimiento actualmente entorno a 20% = nivel de cumplimiento actualmente entorno a 68%, siendo necesaria la instalación de 76 MW. adicionales durante el año 2010 si se quieren alcanzar las previsiones del PER Siguientes objetivos según sustrato y potencial de producción de biogás: tepprocedentes de la fracción orgánica de los RSU tep procedentes de residuos industriales biodegradables tep procedentes de lodos EDAR tepprocedentes de las deyecciones ganaderas que han sido cumplidosgracias a unas 10 plantas (Biogas= 0,275 tep/mwh)

22 Marco Legal Existente Tiene que disminuir en los próximos años, debido a que la nueva Directiva sobre vertederos pretende conseguir, entre otros objetivos, que la cantidad de materia orgánica que se deposite en los mismos sea cada vez menor. Si se quiere mantener o incrementar la generación de energía a partir del biogás en España, se deberáprocederse al impulso de la digestión anaerobia de los estiércoles ganaderos en codigestióncon residuos agroindustriales.

23 Marco Legal Existente 2. PANER Plan de Acción Nacional Energías Renovables Evolución del mix de generación eléctrica:merece especial mención el esfuerzo en los próximos años sobre tecnologías como el biogás, [ ] de gran potencial energético, que hasta ahora han evolucionado por debajo de su potencialidad. En términos relativos, [ ] la biomasa y biogás cuyas producciones, se espera, pasen a experimentar significativos aumentos, entre un 7% y un 12,6% de media anual alo largo del periodo Evolución del área de biogás La evolución prevista para las instalaciones de generación eléctrica a partir de biogás tiene en cuenta que el biogás agroindustrial jugaráun papel predominante,y que su actual escasa implantación iráaumentando de forma sustancial a lo largo del periodo de vigencia del Plan, hasta suponer más del 50% del total en el año La previsión de crecimiento es más lenta en los primeros años, y se considera que, a medida que se vaya instalando la potencia, la velocidad de instalación de potencia iráaumentando. [ ] también se ha contemplado que las ayudas del Plan de Biodigestiónde Purines pueden contribuir positivamente a facilitar el desarrollo de plantas debiogás agroindustrial [ ]. En cuanto a otros tipos de biogás, se ha considerado que el biogás de vertedero crecerá inicialmente para después sufrir un retroceso (debido a las políticas de desvío de residuos biodegradables de los vertederos), y que el biogás de FORSU y de lodos EDAR también crecerá[ ].

24 Marco Legal Existente PANER Cuadro 10b: Estimación de la contribución total (capacidad instalada, generaciónbrutade electricidad) previsible de cada tecnologíade energíarenovableen España encaminada al cumplimiento de los objetivosvinculantespara 2020 y la trayectoria intermedia indicativacorrespondientea las cuotasde energíaprocedentede recursosrenovablesen el sectorde la electricidad MW GWh Tiene que disminuir en los próximos años, debido a que la nueva Directiva sobre vertederos pretende conseguir, entre otros objetivos, que la cantidad de materia orgánica que se deposite en los mismos sea cada vez menor. 200 MWede biogás de digestor, principalmente agroindustrial(frentea los 14 MWe actuales)?

25 Marco Legal Existente 3. Borrador de RD modificando el 661 e Informe de la CNE Origen de la revisión de tarifas: Objetivos del PER La revisión en curso (2010) aplicarápara las plantas cuya puesta en servicio se obtendría después del 1 de enero de 2012 RD 661/2007, articulo 44: Actualización y revisión de tarifas, primas y complementos. 3. Durante el año 2010, a la vista del [ ] PER y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), asícomo de los nuevos objetivos [ del] Plan de Energías Renovables para el periodo , se procederáa la revisión de las tarifas, primas, complementos y limites inferior y superior [ ]. Cada cuatro años, a partir de entonces, se realizara una nueva revisión [ ]. Las revisiones a las que se refiere este apartado [ ] no afectaran a las instalaciones cuya acta de puesta en servicio se hubiera otorgado antes del 1 de enero del segundo año posterior al año, en que se haya efectuado la revisión. 4. Se habilita a la Comisión Nacional de Energía para [ ] para recopilar información de las inversiones, costes, ingresos y otros parámetros de las distintas instalaciones reales que configuran las tecnologías tipo.

26 Marco Legal Existente Contenido subgrupo b.7.2 Propuesta CNE:Incorporar no solo la tecnología de la biodigestiónsino también la gasificación o pirolisis. Tarifas/Primas Propuesta CNE:Rebajar primas para las plantas de biogas de potencia superior a500 kwe. Complemento por Energía Reactiva (CER) opropuesta MITyC: Se establece un rango obligatorio de cumplimiento del Fp, sin bonificación pero con penalización del 3%; y un rango voluntario con un incentivo del 4% (para un factor de potencia próximo a la unidad). El incumplimiento de una hora penalizaría las 24 horas del día. ocorrección CNE: Modificar propuesta para que el incumplimiento de la consigna del factor de potencia en una hora penalice únicamente a esa hora y no las 24 horas del día, sin perjuicio de que se puedan incrementar las penalizaciones.

27 CONCLUSION A pesar de los objetivos muy altos para biogas agroindustrial para 2020, el nuevo RD que se prepara (y cuya publicación se espera para antes del final de año) no deja ver las mejores previsiones para la implementación de nuevas plantas. El RD 661/2007 ha mejorado la situación para el biogas frente a la normativa anterior (en particular el RD 436/2004) pero no parece haber sido suficiente para un aumento significativo de la potencia/del numero de plantas de biogas: Rentabilidad económica no asegurada por las primas? Dificultad de pasar al subgrupo de cogeneración? Venta de la electricidad no optimizada? Problemática de uso de digestato? Peso del coste de la conexión eléctrica a las redes para la evacuación de la energía eléctrica producida? Complejidad de la tramitación?

28 CONCLUSION Dentro del marco legislativo existente de Valorización energética Importante optimizar la venta de la electricidad gracias a: - Dimensionamiento de las plantas, según necesidades técnicas/térmicas, para valorización del uso del calor útil (para calor o frío: CEE) - Regulación de la reactiva (CER) - Representante libre en lugar de RUR Con otros marcos legislativos: Buscar sinergias, por ejemplo con el Plan de Biodigestiónde Purines En cualquier caso, es : Importanteque según lo que comenta el MARM, se homogenice y simplifiqueen lo posible la tramitaciónde las autorizaciones de las plantas de biogás, haciendo más fácil la aplicación de las diferentes normas aplicables por los distintos Departamentos ministeriales y Consejerías de las CCAAimplicadas en la autorización de las mismas. Fundamentalque este marco normativo sea estable y seguro, para ser coherente con los objetivos propuestos y dado que estos proyectos necesitan inversiones importantes, precisando de una financiación a medio-largo plazo.

29 Delphine Dutertre Consultor Energético Tel: MADRID BILBAO VALENCIA Avda. Bruselas Madrid Las Mercedes, 8-3ºA Getxo (Vizcaya) Edificio Crea Avda. Jacarandas, 2 Oficina Burjasot (Valencia) Tel.: Fax: Tel.: Fax: Tel.: