Plantas de cogeneración en crisis

Las plantas de cogeneración perderán el 30% de sus ingresos con la reforma energética. La publicación en el BOE de la orden de parámetros permite ya estimar las pérdidas. La patronal del sector alerta: la mitad de las instalaciones cerrará entre 2014 y 2015

RTVE.es, 20.06.2014 - 14:23h

El sector de la cogeneración advierte de que el recorte aplicado a esa fuente energética con el nuevo sistema de retribuciones alcanzará los 470 millones de euros anuales, lo que provocará que entre este año y el que viene cierren la mitad de las plantas de cogeneración que hay en España. La cuantía del recorte se ha podido calcular al publicarse este viernes en el BOE la orden ministerial que fija los parámetros que determinarán dichas retribuciones, es decir, la pieza que completa el real decreto sobre renovables de la semana pasada. "La Orden supone 470 millones menos de retribución, a los que añadir las cargas de los nuevos impuestos energéticos y los recortes aplicados en 2013 hasta totalizar el impacto de 934 millones de euros que tendrán que soportar en sus productos una amplia gama de industrias en un contexto nacional e internacional especialmente difícil para su competitividad y supervivencia", señala en un comunicado la patronal de cogeneración, ACOGEN.

Según sus cálculos, esos 934 millones que dejarán de ingresar o tendrán que pagar en tributos especiales suponen el 30% del total de ingresos de las plantas de cogeneración, "lo que supone una muy grave brecha en la competitividad de las industrias, su capacidad de exportación y de mantenimiento del empleo". ACOGEN recuerda que con la cogeneración "se fabrica el 20% de nuestro PIB industrial España, y el 50% de los productos fabricados con energía proveniente de cogeneración se exportan. Las industrias vinculadas suman 200.000 empleos directos". Más de mil tipos distintos de instalaciones: La orden del Ministerio de Industria, Energía y Turismo define distintos tipos de incentivos en función de 1.400 estándares distintos de instalaciones. En total, Industria fija más de un millar de instalaciones tipo para recoger una amplia casuística en la que se cruzan variables como la tecnología, la potencia, el año de puesta en marcha, el combustible empleado y otros aspectos técnicos. El sector fotovoltaico es el que contempla más tipos regulatorios (580), frente a los 548 de la fuente de cogeneración, los 150 de la hidráulica, los 45 de la eólica, los 50 de la biomasa o los 70 del biogás. Esta norma consta de 1.761 páginas y completa la reforma del Gobierno en materia de energías renovables, cogeneración y residuos, diseñada para contener el coste regulado de estas instalaciones y, con ello, reducir el déficit de tarifa.

Problemas en las plantas de biomasa

Las plantas de cogeneración ya no son rentables y se paran

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El alcalde de Villanueva del Arzobispo visitó la planta de cogeneración San Miguel Arcángel.Juan José Fernández

Gran problema para las plantas de cogeneración eléctrica. El marco normativo que ha fijado el Ministerio de Industria en un borrador —aún no es definitivo— las lleva “a la muerte”. Ya no son rentables, por lo que sus consejos de administración debaten si detienen las turbinas que dan energía. La fábrica de cogeneración eléctrica que tiene la compañía Hidrocantábrico en Puente de Génave está parada. Sus trabajadores van, cada día, a su puesto, pero la turbina que se alimenta de gas natural para moverse —así da energía— y con sus gases seca el alperujo —como si fuera un avión— que llega desde las almazaras para quitarle la humedad antes de sacar el aceite de orujo de oliva ya no funciona. La compañía Hidrocantábrico confirma que ha detenido la producción porque dar electricidad con la biomasa del olivar ha dejado de ser rentable con el nuevo marco de primas que ha lanzado el Gobierno de España.

Y no es una protesta, sino una realidad numérica. Hidrocantábrico ha echado cuentas y ha visto que introducir megawatios en la red eléctrica puede generar un “agujero” en las cuentas de estas compañías. Por eso, ha cesado su actividad. No es definitivo porque, al igual que la Asociación Nacional de Extractoras de Aceite de Oliva de Orujo (ANEO), se espera que la propuesta del Ministerio de Industria no salga hacia adelante tal y como se ha planteado.
Si no hay cambios, a Jaén le dolerá mucho. Aquí hay doce orujeras, de las que cinco trabajan con cogeneración —secan el alperujo con gas y dan electricidad—. Entre 500 y 600 personas viven de forma directa de esta actividad y alrededor de 2.000 de forma indirecta —transportistas y otras empresas vinculadas al sector—. Cristóbal Gallego es presidente de San Miguel Arcángel, de Villanueva del Arzobispo: “Nos hemos reunido y se nos ha planteado una cuenta de resultados de 2013. Si el Ministerio de Industria aplica lo que tiene pensado, perderemos dinero. Por eso, aún no sabemos cómo acabará nuestro balance”. La situación es muy complicada porque producir electricidad con los subproductos de las almazaras puede causar daños irreparables a estas compañías. Por eso, algunas, como Hidrocantábrico, han tomado su decisión, que pasa por paralizar el sistema de cogeneración y ver si el Gobierno de España cambia de idea. Otras le dan vueltas porque hay plantilla y, también, créditos que amortizar, que se han de financiar con una fuente de negocio que antes era buena y que la normativa puede convertir en un auténtico desastre. Las plantas de cogeneración jiennenses —industrias en pueblos agrarios— están en Puente de Génave, Linares —en la Estación de Linares-Baeza—, Villanueva del Arzobispo, Jabalquinto y Baeza —en el Puente del Obispo—.
¿parar o continuar?. Los directivos estudian qué hacer. El director general de la Asociación Nacional de Extractoras de Aceite de Oliva de Orujo, Joaquín López, lo explica con claridad: “El problema radica en la retroactividad. La normativa del Gobierno fija el 13 de julio de 2013 como fecha de inicio del nuevo marco, pese a que aún hay un vacío legal y no sabemos cómo será”, afirma. Con lo que hay encima de la mesa, cada empresa reducirá sus ingresos entre un 25 y un 36%. El problema está en que, cuando se apruebe, se aplicará desde los megawatios que hayan introducido en la red desde el 13 de julio de 2013 en adelante. Por eso, muchas estudian qué hacer.
“Una planta de cogeneración con una capacidad de 10 megawatios por hora tendría una facturación de 6,6 millones de euros en estos 7 meses. Si se aprueba lo que hay encima de la mesa, tendría que devolver unos 2 millones debido a la retroactividad”, afirma Joaquín López. De ahí que Hidrocantábrico ya esté parada y otros estudien seguir sus pasos si no existe una modificación. ANEO no duda en señalar que muchas compañías tendrían que hacer frente a indemnizaciones millonarias.
En este triste panorama surge una incertidumbre más: quién seca el alperujo que sale de las aceiteras. A las de cogeneración ya no les interesa poner en marcha la turbina. Y las que lo hacen a través de hornos —el sistema tradicional— pronto también tendrán problemas con los certificados ambientales que regulan la emisión de partículas.

Cogeneración y biomasa

La cogeneración con biomasa crecerá hasta el 67 por ciento en 2020

Lunes, 16 de enero de 2012Javier Rico

En 2010, la cogeneración en plantas de biomasa con generación eléctrica rondó el 50 por ciento. Según las previsiones de la Asociación Española de Cogeneración (Acogen) el porcentaje puede llegar al 67 por ciento si se cumplen los objetivos del PER 2011-2020. En un informe que acaba de publicar Acogen se decanta también porque solo se cataloguen como cultivo energético las plantaciones que han sido expresamente diseñadas para tal fin, en clara oposición a lo que piden otros representantes del sector de la biomasa.

El informe de Acogen (Cogeneración con biomasa en España. Situación y perspectivas en el Plan de Energías Renovables para 2020), realiza una foto fija de la producción actual y de la procedencia de la misma y la proyección de futuro asociada al cumplimiento de los objetivos del PER 2011-2020. Los datos presentados en el informe no incluyen al biogás, que suman unos 220 MW del total de 721 MW atribuidos a la biomasa en 2010 en los apartados b.6 a b.8 del régimen especial. Según la información de Acogen, de los 501 MW de potencia eléctrica de biomasa existente en España, unos 238 MW son aplicaciones con cogeneración, lo que supone el 48 por ciento. Si se consideran las cifras del biogás bajaría al 30 por ciento.


Tras analizar las previsiones del PER hasta 2020, el informe calcula que la generación de electricidad con biomasa será de un 67 por ciento con cogeneración. En el documento de Acogen se afirma que “tanto las cifras actuales de cogeneración como las proyecciones establecidas en el PER, muestran que la cogeneración es un factor clave para el desarrollo de la generación de electricidad con biomasa en España, específicamente en algunos sectores de la industria manufacturera”. Las previsiones para 2020 son de instalar 300 MW asociados principalmente a tres sectores con una demanda térmica que permiten una mayor evolución y oportunidad: pasta, papel e impresión; madera, corcho y muebles, incluyendo plantas de pelets; y alimentación, bebidas y tabaco.


Los cultivos energéticos: “solo los que se han diseñado para producir energía”
En un plano más general, Acogen recuerda que el gas natural supone un 90 por ciento del combustible utilizado por la cogeneración en España y que en 2011 alcanzó el 12 por ciento de la electricidad nacional, con una producción de unos 33.700 Gwh/año y con unos 6.000 MW de potencia instalada. La mayor parte, el 90 por ciento, está vinculada a la industria manufacturera (químicas, refinerías, papeleras, cerámicas, ladrilleras, textiles, lácteas, bebidas alcohólicas, etc). Dentro de la biomasa se asocia principalmente a las industrias agrícola, forestal y papelera y a la generada por dichas industrias en sus operaciones, “con un peso muy superior al aprovechamiento derivado de cultivos energéticos agrícolas o forestales específicamente cultivados para tal fin”, señala el informe.


En relación a los cultivos energéticos, Acogen menciona “la expresa y acertada distinción que establece la regulación al efecto”, de que únicamente se catalogue como tales aquellas plantaciones que han sido expresamente cultivadas desde su origen para tal fin, “sin que ello incluya –añaden– las plantaciones para otros usos, fomentando con ello los cultivos energéticos y preservando de distorsiones los usos de otras plantaciones forestales”. Es la misma postura que defiende la Asociación Española de Fabricantes de Pasta, Papel y Cartón (Aspapel) en su plan estratégico, pero difiere de lo planteado por la Asociación Española de Valorización Energética de la Biomasa (Avebiom), que ve necesario una clarificación del b.6.1 para que “algunas producciones forestales se consideren cultivos energéticos y se alcance el éxito en la implantación y desarrollo de muchas de las plantas de generación eléctrica que utilizan biomasa forestal”.


Más información:

Electricidad y calor: Cogeneración

Generación de electricidad y calor: Cogeneración (Fuente: Repsol)

"Cogeneración" El término se utiliza para definir procesos en los que se producen la energía eléctrica y energía térmica al mismo tiempo, usando un combustible que puede ser gas-oil o gas.

La energía eléctrica es producida por el motor cuando el alternador que se le atribuye está activada, mientras que la generación de calor se logra mediante la utilización del calor residual del motor, tales como el calor extraído de los sistemas de refrigeración del motor o el escape.

Los requisitos necesarios que deben cumplirse para que una planta de cogeneración para ser operativamente rentable son las siguientes:

• Que las demandas de calor y electricidad simultáneamente, o que el primero puede ser acumulado.
• Que ambas demandas son proporcionales a la producción de la máquina de calor (ya sea motor o turbina).
• Que el excedente es mínimo o no tiene repercusiones negativas en la rentabilidad.  

La energía eléctrica generada se puede utilizar para cubrir el consumo interno o se exportan a la red eléctrica. En el primer caso, los costos también pueden reducirse con respecto a la potencia eléctrica instalada. Por un lado, la rentabilidad de la planta depende de la inversión necesaria-y en este sentido, la inversión necesaria para salidas de menos de 500 kW, con todo el equipamiento que ello conlleva, intercambiadores, torres, recuperadores, etc, es muy alta en relación con el € / kW instalado, y por otro lado, los precios de la electricidad y del combustible utilizado en el motor son dos parámetros fundamentales para establecer la rentabilidad de una inversión de este tipo.

Las plantas de cogeneración son dimensionados, en general, de acuerdo con la demanda de energía térmica, y por lo tanto, es necesario analizar la evolución anual de esta demanda de calor y determinar sus parámetros de funcionamiento. Las siguientes son las reglas generales:

1. La salida de calor de la planta de cogeneración que cubren aproximadamente el 30-50% de la demanda de calor máximo. En este caso, como lo demuestra la experiencia, los módulos de la planta cubren aproximadamente el 50-70% de los requerimientos de calor de energía anual, siendo el resto proporcionada por calderas adicionales que cubren los picos de consumo de calor.
2. Cada módulo de cogeneración debe alcanzar un tiempo de servicio mínimo de 4.000 horas al año.

Un sistema de cogeneración se compone de un motor de turbina o de gas conectado a un alternador eléctrico, cuyo funcionamiento es de alrededor de 96%, frente al 35% para las plantas termoeléctricas.

Más concretamente, en el caso de la cogeneración con gas propano, el sistema de cogeneración se compone de un motor de combustión interna, un generador de energía eléctrica, un sistema de recuperación de la energía térmica procedente de los gases de escape o el agua caliente en el sistema de refrigeración, etc, y un sistema de evacuación de humo residual.

Estos sistemas tienen una gama muy amplia de potencia y se adaptan bien a cargas variables mediante la adición de varios módulos, de los cuales, en cada momento del tiempo, sólo aquellos que son necesarios se encuentran en operación. Además, hay sistemas de cogeneración de gas que puede reemplazar a la generación de grupos de emergencia y, en general, su instalación no requiere una inversión mayor que el de tradicional oferta complementaria. De hecho, que realmente ofrecen un ahorro considerable en comparación con el segundo. Por lo tanto, para el sector de servicios, por lo general vale la pena invertir en estos sistemas, debido a sus características de la demanda variable y gama de productos de alimentación, especialmente en los casos en que la legislación o los intereses propios de la empresa requiere la generación de grupos de emergencia que se instalen. En este último caso, existe un claro interés económicos involucrados, así como el hecho de que la instalación de un sistema de cogeneración aumenta la fiabilidad del grupo electrógeno de emergencia.

La eficiencia global de estos sistemas puede llegar a un promedio de entre 75 y 90%, dependiendo de la calidad y cantidad de la recuperación de calor: normalmente agua a 80 º o 90 º. Esta agua caliente se obtiene mediante el aprovechamiento del calor del refrigerante del motor, del aceite de lubricación y, por último, de los gases de escape que pueden ser evacuados a la atmósfera a 90 º sin condensación que se produce.

Renovables de pequeña potencia

Con el objetivo de impulsar la generación distribuida, el Consejo de Ministros ha aprobado un real decreto que regula las condiciones administrativas y técnicas básicas para la conexión de las instalaciones de fuentes renovables y de cogeneración de pequeña potencia.

Esta nueva normativa, que traspone nuestra legislación parte de la Directiva Europea de Energías Renovables, tiene como finalidad simplificar los trámites exigidos para la entrada en el sistema eléctrico de instalaciones de pequeño tamaño. 

La norma permitirá el acceso de las viviendas y pymes a la generación eléctrica a pequeña escala para, una vez se establezca la regulación de balance neto en el que se está trabajando, se pueda autoconsumir la energía producida.

VENTAJAS PARA EL SISTEMA Y PARA LOS CONSUMIDORESEl real decreto establece el procedimiento que debe seguirse para la tramitación, por parte del titular de la instalación, de la solicitud de acceso y conexión a la red. Asimismo, regula un procedimiento abreviado para las instalaciones de potencia no superior a 10 kW que pretendan conectarse en la red de distribución en baja tensión.

La paulatina entrada en el sistema eléctrico español de este tipo de pequeñas plantas generadoras de electricidad promoverá una generación cada vez más distribuida, modificando el actual modelo centralizado de grandes instalaciones eléctricas con numerosas ventajas para el sistema y para el propio consumidor. 

El sistema de generación eléctrica distribuida generará menores pérdidas de energía en las redes y la reducción de inversiones económicas en transporte y distribución, además de un ahorro de energía primaria. Para los consumidores, supondrá la mejora de la autonomía energética y de la seguridad de suministro.

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Cogeneración

Fuente: Ecoenergías Sistemas Alternativos

La cogeneración se define como la generación simultánea -en un proceso- de energía eléctrica (y/o mecánica) y de energía térmica útil.

En ésta generación conjunta se minimizan las pérdidas al aprovechar la energía térmica excedente de la generación de electricidad, aparte se reducen las pérdidas por transformación y transporte de la energía eléctrica ya que se produce allí donde se consume, es lo que denomina la generación distribuida.

Existen diferentes tipos de plantas de cogeneración, las más usuales son: 1.- Planta de cogeneración mediante motores de combustión interna: Las plantas típica de cogeneración se basan principalmente en unos motores, similares a los de un coche, que utilizan un combustible como puede ser el gas natural, que combustiona en los pistones que mueven el cigüeñal que a su vez mueve un alternador, que es el que convierte esa energía mecánica en energía eléctrica. Ésta energía eléctrica se exporta por completo a la red de la compañía eléctrica obteniéndose unos ingresos por su venta. Por otro lado se produce conjuntamente la generación de energía térmica útil, proveniente principalmente de los gases de escape, a unos 500ºC, que usualmente se utilizan para la producción de vapor de agua en una caldera. Existe una segunda fuente de energía en forma de agua caliente, a unos 90ºC, proviniente del circuito de refrigeración del motor, esto es de las camisas y del cuerpo del motor donde se están produciendo la combustión. Éstos energía térmica es fácilmente utilizable en la mayoría de los procesos productivos, generando unos ahorros en los costes de producción de éste calor frente a los de la generación usual, quemadores, hornos, compresores,... etc.Se puede llegar a una eficiencia global del 80%, (40% del la generación eléctrica y de un 40% del aprovechamiento del calor) 2.- Planta de cogeneración mediante turbinas: Las plantas de cogeneración que usan turbinas, similares a las de aviación, queman el combustible y producen una eficiencia menor en la generación de energía eléctrica pero noasí en la de energía térmica ya que toda la energía se encuentra en los los gases de escape a una temperatura de unos 300ºC. La eficiencia global de la generación de electricidad y energía térmica es superior al 80%, (30% de la generación eléctrica y un 50% de la térmica), muy superior a la mayoría de las tecnologías. A continuación se presenta una tabla donde se muestra cómo la cogeneración, al tener un alto aprovechamiento energético, es una de las mejores opciones para fomentar el ahorro energético. En ésta tabla se puede ver el rendimiento de cada tecnología y el grado de representación que tienen en la generación de electricidad a nivel nacional (Dato de REE Año 2005). No hay que confundir las centrales de cogeneración con turbina con las de ciclo combinado, las cuales aparte de utilizar una turbina de gas, el calor de los gases de escape se aprovechan para producir vapor que moverá una segunda turbina con el fin de maximizar la generación eléctrica, llegando a un rendimiento del 55%.

En conclusión: la opción de cogeneración, hace que sea muy interesante el utilizar el calor de la generación eléctrica para aprovechar con la mayor eficiencia toda la potencia del combustible empleado.

Éste hecho es conocido por los Gobiernos y las Administraciones, y en éste sentido el Gobierno de España ha transpuesto la Directiva europea 2004/08/CE sobre fomento de la cogeneración en el siguienteREAL DECRETO 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración.     “El fomento de la cogeneración de alta eficiencia sobre la base de la demanda de calor útil es una prioridad para la Unión Europea y sus Estados Miembros, habida cuenta de los beneficios potenciales de la cogeneración en lo que se refiere al ahorro de energía primaria, a la eliminación de pérdidas en la red y a la reducción de las emisiones, en particular de gases de efecto invernadero, contribuyendo así al cumplimiento de los objetivos del Protocolo de Yodo de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático.Además, el uso eficaz de la energía mediante la cogeneración contribuye eficazmente a la seguridad y diversificación del abastecimiento de energía y a la situación competitiva de nuestra industria. ” Es por ello que las tarifas, actualizadas para el primer trimestre del año 2.009, que ha marcado el Gobierno para el grupo a.1.1, (Instalaciones de cogeneración que utilicen gas natural como combustible), según se muestra en el Anexo III de la ORDEN ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2009, son:  Potencias ....................................Tarifa regulada P < 500 Kw ................................14,1012 c€/kwh 500kw < P < 1MW..................... 11,5714 c€/kwh 1MW < P < 10MW.......................9,19941 c€/kwh 10MW < P < 25 MW ................... 8,7363 c€/kwh 25MW < P < 100 MW ..................8,3065 c€/kwh