4_pfc_biomasa.pdf

Autorizada la entrega del proyecto del alumno:

Francisco Javier Suárez de Toledo

EL DIRECTOR DE PROYECTO

Francisco González Hierro

Fdo: Fecha:

Vº Bº DEL COORDINADOR DE PROYECTOS

Michel Rivier Abadd

Fdo.: Fecha:

PROYECTO FIN DE CARRERA

CENTRAL DE PRODUCCIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA EN RÉGIMEN

ESPECIAL MEDIANTE LA

COMBUSTIÓN DE BIOMASA

AUTOR: Francisco Javier Suárez de Toledo

MADRID, Junio de 2010

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

RESUMEN DEL PROYECTO

El objetivo del proyecto es el diseño de una Planta de Generación de Energía

Eléctrica por Combustión de Biomasa. Se trata de un estudio de viabilidad

económica.

La planta de generación eléctrica que constituye un proyecto con una rentabilidad

mínima aceptable, ha sido proyectada para un periodo de vida de quince años. El

tamaño de la planta no debe exceder los 50 MW de potencia eléctrica instalada,

requisito necesario para la adhesión al régimen especial de generación regulado

por el Real Decreto 661/2007 publicado el 25 de Mayo en las categorías b.6.1 y

b.6.3 referidas en el artículo segundo. En este Real Decreto se ofrece la

posibilidad de retribución a mercado más prima ó a tarifa fija. Al tratarse de un

proyecto a muy largo plazo y en aras de predecir de la forma más precisa los

flujos económicos futuros se ha seleccionado la segunda opción.

La planta ha sido dimensionada en función de la disponibilidad del recurso en el

lugar de emplazamiento (término municipal de Las Damas, provincia de Ávila).

Se adquirirán 142.857 toneladas anuales de biomasa. El recurso provendrá de dos

fuentes: biomasa forestal en un 70% (100.000 Toneladas/año) y cultivo energético

en un 30% (42.857Toneladas/año). Ambos de chopo. Estimando 7884 horas de

funcionamiento anual (90% del año) y un rendimiento eléctrico del 25% resulta

una planta de 14 MW eléctricos brutos. Se evacuará a la red esa potencia

descontando un 12% de autoconsumo.

La retribución total percibida, que constituye los ingresos durante los quince años

de duración del proyecto, se compone de tres conceptos principales: retribución

por venta de energía, complemento por energía reactiva y penalización por

desvíos en potencia. Todos estos flujos se incluyen en el RD 661/2007. En el

primer flujo será percibido a 11,8294 céntimos de euro por kilowatio hora

evacuado a red mediante la combustión de biomasa forestal y 14,6590 céntimos

de euros por kilowatio hora evacuado a red mediante la combustión de biomasa

procedente de cultivo energético.. El segundo flujo (complemento por energía

reactiva) será percibido a 8,2954 céntimos de euros por kilowatio hora evacuado a

red multiplicado por un coeficiente entre cero y uno en función de la franja

horaria (punta, llano o valle). El tercer flujo (desvíos en potencia) es en realidad

un coste, pero se incluye dentro de los ingresos por su naturaleza. Se imputará a 1

€/MWh bruto generado. Las tarifas de retribución mencionadas son aplicables al

primer año de servicio de la planta. A partir del segundo año (inclusive) la

retribución se actualizará en función del incremento del Índice General de Precios

al Consumo (IPC). Sumando los tres flujos mencionados se constituye la partida

de ingresos anuales, que para el primer año asciende a 13.824.591 euros.

Los costes del proyecto se dividen en combustible, operación y mantenimiento. El

primero será el mix de residuo forestal (70%) y cultivo energético (30%) que

promediado resulta de 47,50 euros por tonelada de chopo. El segundo flujo se ha

estimado a partir de la plantilla de personal necesaria para la operación de la

planta, resultando 616.000,00 € anuales. El tercer flujo (mantenimiento)

contempla el mantenimiento de los componentes principales de la planta y se

estima en 200.000 € anuales. Sumando estos flujos se asciende a unos costes de

7.753.749 euros anuales. Estos costes también se actualizarán al IPC anualmente.

La inversión inicial la componen principalmente la caldera, el turbo grupo, los

equipos mecánicos y eléctricos y la obra civil. Todos ellos suman 39,2 millones

de euros (2,8 M€/MW instalado).

Aplicando el método de los flujos descontados y contabilizando aquellos

anteriormente mencionados se obtiene una rentabilidad global del proyecto de

13,76% (T.I.R).

La Central está diseñada para ser capaz de producir 14,0 MW eléctricos brutos a

6,3kV de forma continua a lo largo de 7884 horas/año (90% del año) mediante la

combustión de 142 mil toneladas anuales brutas de biomasa (astillas con 20% de

humedad).

Dicha Planta dispondrá de un ciclo de vapor convencional, con una turbina de

parrilla móvil acuotubular de circulación natural de 60,41 Tm/hora de vapor a 62

bar(a) y un circuito cerrado de refrigeración mediante dos torres de tiro mecánico

de potencia térmica total de 34 MW.

El vapor producido en la caldera a unas condiciones de 62 bar(a) y 485ºC, se

expande en la turbina de 14,2MW brutos hasta una presión de condensación de

0,08 bar(a) aproximadamente. El vapor de escape de la turbina es recogido en el

condensador tubular, pasando a fase líquida al ceder su calor latente al agua de

circulación que lo refrigera. Del condensador aspiran las bombas de condensado

que envían el agua al desgasificador. El agua recogida en el tanque de

almacenamiento del desgasificador es impulsada hacia la caldera por las bombas

de agua de alimentación; de esta manera se cierra el ciclo agua-vapor.

La energía eléctrica que genere la planta será vertida directamente a la red de

media tensión a través de un transformador de grupo de 6,3/20kV 16MVA,

descontando el 12% de autoconsumo. El transformador de servicios auxiliares

alimentará los servicios auxiliares de la planta, que cuelgan de barras de media y

baja tensión.

PROJECT SUMMARY

The project's objective is to design a Power Plant by Combustion of Biomass. It is

an economic feasibility proyect.

The power plant has been designed for a lifetime of fifteen years. The size of the

plant should not exceed 50 MW of installed power, required for accession to the

special regime of generation governed by the Real Decreto 661/2007 issued on

May 25 in the categories and b.6.3 b.6.1. In this Real Decreto two ways of pay are

offered, market price plus a prime or a fixed tariff. The fixed tariff has been

selected taking into account the duration of the project and to predict more

accurately the future economic flows.

The plant has been dimensioned according to the resource avaibility (municipality

of Las Damas, Ávila ). 142,857.143 tons of biomass will be combusted at the

plant per year. The appeal will come from two sources: forest biomass at a 70%

and energy crop at a 30%. Both poplar. Estimating an annual operation of 7884

hours (90% of year) and an electrical efficiency of 25% the plant results of 14

gross megawatts. The power Evacuated will result of the gross power minus 12%

of auto consumption.

The total remuneration received, which represents the revenues for the fifteen year

duration of the project, consists of three main concepts: payment for energy sales,

complement for reactive energy and penalty for deviations in demanded

power. All these flows are included in the RD 661/2007. The first flow will be

perceived at 11.8294 c€/kWh by the combustion of forest biomass and 14.6590

c€/kWh by the combustion of biomass from energy crops. The decision has been

to hybridating the resource with a weight of 30% for the energy crop and 70% for

the forest residue. The second flow (reactive energy supplement) will be

perceived at 8.2954 c€/kWh multiplied by a coefficient between zero and one

depending on the schedule (tip, plain or valley). The third flow (power deviation)

is actually a cost, but is included in the revenues because of its structure. It will

be charged at 1€/MWh. The pay tariffs above are applicable to the first year of

operation of the plant. From the second year (inclusive) and futher, the

remuneration will be refreshed according to the increase in the country’s

GDP. The three streams mentioned above will be the incomes and will amount to

13,824,591 Euros for the first year.

The project costs are divided into fuel, operation and maintenance. The first will

be the mix of forest residue (70%) and energy crops (30%) that average 47.50

euros / tonne of poplar. The second stream has been estimated from the necessary

staff to operate the plant, amounting to 616,000.00 Euros per year. The third

thread (maintenance) provides the costs of the main components of the plant and

is estimated to be 200,000 € per year. Adding these flows amounted to a cost of

7,753,749 euros per year.

The initial investment is composed of boiler, turbine, mechanical and electrical

equipment and civil building. They amount to 39.2 million Euros (2.8M€/MW).

Applying the discounted cash flow method and accounting for those above results

a overall return of 13.76% (IRR).

The plant is designed to produce 14.0 MW at 6.3 kV over 7884 hours/year (90%

of the year) through the combustion of 142 thousand tons of gross biomass (chips

with 20% humidity).

The plant will have a conventional steam cycle with a turbine to condensation

watertube with grate natural circulation of 60.41 tons/hour of steam at 62 bar(a)

and a cooling closed-circuit using two mechanical draft towers and total thermal

power of 34 MW.

The steam produced in the boiler at 62 bar (a) and 485 º C expands in the 14.2

MW turbine to a condensation pressure of 0.08 bar(a). The steam turbine exhaust

gases are collected into the condenser tube, where the latent heat yield occurs

passing to circulating cooling water. Condensate pumps Aspire and send water to

the degasser. The water collected in the storage tank degasser is pumped into the

boiler feedwater pumps, thus closing the water-steam cycle. The electrical energy

generated by the plant will be discharged directly to the medium voltage grid

through a transformer of 6,3/20kV 16MVA, minus 12% of auto consumption. The

auxiliary transformer feeds ancillary services hanging from medium and low

voltage disposition.

ÍNDICE GENERAL

Documento nº 1: MEMORIA

Documento nº 2: PLANOS

Documento nº 3: PRESUPUESTO

DOCUMENTO Nº1: MEMORIA

ÍNDICES

CENTRAL DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN RÉGIMEN

ESPECIAL MEDIANTE LA COMBUSTIÓN DE BIOMASA FORESTAL

DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA

ÍNDICES - 11 -

Índice de la memoria

1. MOTIVACIÓN DEL PROYECTO ....................................................................... 17

2. INTRODUCCIÓN ......................................................................................... - 20 -

2.1 Evolución de las energías renovables ................................................. - 21 -

2.1.1 El régimen especial en España: Antecedentes ............................ - 21 -

2.1.2 El régimen especial en España: Situación actual ......................... - 23 -

2.1.3 Tecnologías .................................................................................. - 25 -

3. LA BIOMASA PARA USO ENERGÉTICO ...................................................... - 32 -

3.1 Introducción ........................................................................................ - 33 -

3.2 Fuentes de suministro ......................................................................... - 35 -

3.2.1 Tipos ............................................................................................. - 36 -

3.3 La biomasa forestal ............................................................................. - 38 -

3.3.1 Características de recurso ........................................................... - 38 -

3.3.2 Disponibilidad .............................................................................. - 40 -

3.4 Cultivos energéticos ............................................................................ - 42 -

3.4.1 Tipos de cultivos .......................................................................... - 43 -

3.4.2 Requerimientos ........................................................................... - 44 -

3.4.3 El chopo ....................................................................................... - 45 -

3.4.4 Modelo de gestión de cultivo energético de chopo .................... - 50 -

4. MARCO LEGAL: EL REAL DECRETO 661/2007 ........................................... - 52 -

4.1 Ámbito de aplicación .......................................................................... - 53 -

4.2 La biomasa en el Real Decreto 661/2007 ........................................... - 55 -

4.2.1 Derechos y obligaciones de los productores ............................... - 56 -

4.2.2 Régimen económico .................................................................... - 58 -

5. HIPÓTESIS DE PARTIDA ............................................................................. - 66 -




ÍNDICES - 12 -

6. PROYECTO ECONÓMICO ........................................................................... - 69 -

6.1 Descripción de los flujos económicos ................................................. - 71 -

6.1.1 Inversión ...................................................................................... - 71 -

6.1.2 Ingresos ........................................................................................ - 71 -

6.1.3 Costes ........................................................................................... - 75 -

6.2 Análisis económico .............................................................................. - 79 -

6.3 Análisis de sensibilidad ....................................................................... - 81 -

6.3.1 Variaciones del precio de la biomasa .......................................... - 82 -

6.3.2 Variaciones del incremento anual del IPC futuro ........................ - 83 -

6.3.3 Sensibilidad ante paradas no programadas ................................ - 84 -

7. PROYECTO TÉCNICO .................................................................................. - 87 -

7.1 Objetivos técnicos ............................................................................... - 88 -

7.2 Proceso industrial ............................................................................... - 89 -

7.3 Descripción de la instalación............................................................... - 90 -

7.3.1 Caldera de combustión de biomasa ............................................ - 90 -

7.3.2 Turbina de vapor y condensador ................................................. - 95 -

7.3.3 Condensador ................................................................................ - 97 -

7.3.4 Combustible y sistema de almacenamiento ............................... - 98 -

7.3.5 Sistema de refrigeración .............................................................. - 99 -

7.3.6 Desgasificador ............................................................................- 100 -

7.3.7 Planta de Tratamiento de Agua .................................................- 101 -

7.3.8 Sistema de Aire Comprimido .....................................................- 102 -

7.3.9 Sistema de Ventilación y Climatización .....................................- 103 -

7.3.10 INSTALACIONES ELÉCTRICAS ..................................................- 104 -

7.3.11 OBRA CIVIL .............................................................................- 109 -

8. BIBLIOGRAFÍA ..........................................................................................- 112 -




ÍNDICES - 13 -




ÍNDICES - 14 -

Índice de gráficos

Gráfico 1 : Potencia Instalada en Centrales de Biomasa. Fuente www.cne.es . - 18 -

Gráfico 2: Energía generada en España en 2009. [OMEL10] ............................. - 23 -

Gráfico 3: Detalle de la retribución obtenida con el modelo de actualización al PC

del Real Decreto ................................................................................................ - 60 -

Gráfico 4: Sensibilidad de la rentabilidad del proyecto frente a variaciones de

precio en el combustible ................................................................................... - 82 -

Gráfico 5: Rentabilidad del proyecto vs. Desviaciones del incremento del IPC

futuro ................................................................................................................. - 83 -

Gráfico 6: Rentabilidad del proyecto vs. horas de funcionamiento anual ........ - 84 -

Gráfico 7: Rentabilidad del proyecto vs. horas de funcionamiento anual con venta

de combustible sobrante ................................................................................... - 86 -




ÍNDICES - 15 -

Índice de ilustraciones

Ilustración 1 ....................................................................................................... - 25 -

Ilustración 2: Parque eólico. .............................................................................. - 26 -

Ilustración 3: Fuentes de generación de biomasa [IDA107] .............................. - 33 -

Ilustración 4: Fuentes de biomasa según comunidades autónomas. [IDA107] - 40 -

Ilustración 5: Cultivo de chopo [MONT07] ........................................................ - 48 -

Ilustración 6: Retribución por venta de energía en mercado. [IDA307] ........... - 63 -

Ilustración 7: Detalle del emplazamiento del la planta y recursos forestales

disponibles [GOOG10] ....................................................................................... - 67 -




ÍNDICES - 16 -

Índice de tablas

Tabla 1: El régimen especial en España. [CNE210] ............................................ - 31 -

Tabla 2: Emisiones atmosféricas principales [IDA107] ...................................... - 39 -

Tabla 3: PCI de distintas especies de biomasa forestal [APPA07] ..................... - 39 -

Tabla 4: Marcos de plantación de chopo para biomasa. [MONT07] ................. - 47 -

Tabla 5: Resumen de datos para el cálculo de retorno. [IDA207] ..................... - 51 -

Tabla 6: Extracto de la tabla 3 del Real Decreto 661/2007. Muestra las

retribuciones a la generación. ........................................................................... - 58 -

Tabla 7: Datos de partida del modelo ............................................................... - 60 -

Tabla 8: Modelo de aplicación de las actualizaciones del RD para Retribución- 61 -

Tabla 9: Tabla resumen de valores del factor porcentual para el cálculo del

complemento por reactiva según RD 661/2007 ............................................... - 64 -

Tabla 10: Determinación capacidad nominal de la planta ................................ - 68 -

Tabla 11: Desglose de coste de equipos de la planta ........................................ - 71 -

Tabla 12: Tarifa por venta de energía según RD 661/2007 ............................... - 71 -

Tabla 13: Retribución por venta de energía ...................................................... - 72 -

Tabla 14: Retribución por reactiva según RD 661/2007 .................................... - 73 -

Tabla 15: Estimación de la penalización por desvíos en potencia .................... - 74 -

Tabla 16: Estimación precios biomasa forestal y cultivada ............................... - 75 -

Tabla 17: Coste anual del combustible .............................................................. - 76 -

Tabla 18: Desglose sueldos operarios de control .............................................. - 77 -

Tabla 19: Costes de mantenimiento preventivo por componentes .................. - 78 -

Tabla 20: Rentabilidad global del proyecto ....................................................... - 79 -

Tabla 21: Resumen de los flujos principales del proyecto en miles de euros ... - 80 -

Tabla 22: Parámetros caldera de combustión de biomasa ............................... - 90 -

Tabla 23: Parámetros turbina de vapor ............................................................. - 95 -

Tabla 24: Parámetros del condensador ............................................................. - 97 -

Tabla 25: Parámetros de las torres de refrigeración ......................................... - 99 -

Tabla 26: Parámetros desgasificador ..............................................................- 100 -

1. MOTIVACIÓN DEL

PROYECTO




MOTIVACIÓN DEL PROYECTO - 18 -

La motivación principal de este proyecto es el estudio de viabilidad de una

central de generación eléctrica mediante la combustión de Biomasa.

Uno podría preguntarse por qué se escogió la biomasa y no otro combustible

como por ejemplo el carbón o el gas. Las plantas térmicas clásicas de combustión

con caldera pertenecen al régimen regular de generación. Esto supone que para

vender la energía acuden al mercado (pool de casación de ofertas y demandas).

En el caso de la Biomasa, al ser una energía considerada renovable (flujo neto de

emisiones nulo) el operador de la planta puede optar por vender a precio fijo

(tarifa fijada en el Real Decreto) o ir a mercado con una prima sobre el valor de

casación. Tanto la primera opción como la segunda se priman para lograr que

esta tecnología sea rentable (incentivación a inversores para su promoción).

Otro motivo por el cual se escogió la Biomasa queda reflejado en el Gráfico 1, en

la cual se aprecia cómo a pesar de la prima a esta tecnología, no se cumplirán las

previsiones del Plan de Energías renovables (PER).

Gráfico 1 : Potencia Instalada en Centrales de Biomasa. Fuente www.cne.es

Se ha diseñado una Planta de Generación Eléctrica con emplazamiento en la

provincia de Ávila, en el término municipal de Las Damas. Esta es una zona con

grandes recursos forestales. Se ha tasado una disponibilidad de 400 mil

toneladas anuales de madera. Es extremadamente importante disponer de

1.317

141,8 147,5 150,3 172,9287,6 331,3 344

500 541 557 587 648

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Potencia instalada en España y previsiones en MW

Previsión PER para 2010 Datos




MOTIVACIÓN DEL PROYECTO - 19 -

recursos cercanos, de no ser así el coste del transporte haría el proyecto inviable

económicamente.

La ventaja que ofrece la biomasa frente al resto de las energías renovables es la

característica de gestionabilidad. Los parques eólicos y solares dependen de las

condiciones atmosféricas para producir y volcar a la red, en cambio las plantas de

biomasa producen al 100% durante todo el año, deteniéndose únicamente para

tareas de mantenimiento y reparación.




INTRODUCCIÓN - 20 -

2. INTRODUCCIÓN





2.1 Evolución de las energías renovables

2.1.1 El régimen especial en España:

Antecedentes

El régimen especial viene siendo regulado en España desde el año 1980, cuando

se promulgo la ley de Conservación de la Energía. Esta ley fue promovida por la

necesidad de hacer frente a la crisis del petróleo, y en ella se establecían los

objetivos de mejorar la eficiencia energética de la industria y reducir la

dependencia energética. Posteriormente se promovió en el Plan Energético

Nacional 1991-2000 un programa para la incentivación de la cogeneración y de la

producción con fuentes renovables para intentar pasar del 4,5% de la producción

de energía eléctrica que constituían estas fuentes en 1990 al 10% para el año

2000. Dentro de este contexto se consolido el concepto de Régimen Especial.

El concepto de Régimen Especial aparece como solución al gran problema que

enfrenta el desarrollo y la penetración de las energías renovables en los

mercados energéticos. La limitación viene dada por las altas inversiones

asociadas a las tecnologías de transformación de estos recursos, que impiden a

estas centrales competir con las centrales eléctricas convencionales, que

producen energía a precios muy inferiores.

En este sentido tanto las energías renovables, como los sistemas de

cogeneración necesitan de incentivos económicos que permitan su desarrollo y

la viabilidad económica de empresas en este sector.

Por tanto el Régimen Especial de producción de energía eléctrica, constituye un

marco retributivo particular para las instalaciones de potencia no superior a los

50 MW, que empleen tecnologías de cogeneración, de aprovechamiento de las

energías renovables o que utilicen residuos no renovables. Con el fin de hacer

atractivas las inversiones en estos sistemas de generación de electricidad.





En diciembre de 1994, se publicó el RD 2366/1994 sobre producción de energía

eléctrica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras instalaciones

abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, que aunque no es

desarrollado en la LOSEN, sí define los principios que se establecerían en ella.

Finalmente, la Ley 54/1997, de 27 de Noviembre, del Sector Eléctrico, hace

compatible la liberalización del sistema eléctrico con el objetivo de introducción

y planteamiento del proyecto de garantizar el suministro, con una calidad

adecuada, al menor precio posible, y minimizando el impacto ambiental. Por ello

promueve la producción en régimen especial, basado en las tecnologías de

generación que utilizan las energías renovables, los residuos y la cogeneración.

Estas instalaciones pueden ceder la energía excedentaria a la red, realizar ofertas

en el mercado de producción o establecer contratos bilaterales físicos. El sistema

económico para el Régimen Especial fue desarrollado por el RD 2818/1998, de 23

de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones

abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y

cogeneración.

Posteriormente entro en vigor el RD 436/2004, de 12 de Marzo, por el que se

establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen

jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en

Régimen Especial. En la actualidad la regulación del régimen de retribuciones de

la energía eléctrica se rige por el RD 661 que sustituye al anterior.





2.1.2 El régimen especial en España:

Situación actual

Actualmente, más del 39% de nuestro abastecimiento energético proviene de

energías fósiles, otro 19% de energía nuclear, y alrededor del 41% de Energías

Renovables. Este 56% no renovable conlleva importantes implicaciones

medioambientales y una fuerte dependencia del abastecimiento

exterior[OMEL10].

Gráfico 2: Energía generada en España en 2009. [OMEL10]

La sociedad española actual, en el contexto de la reducción de la dependencia

energética exterior, de un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos

disponibles y de una mayor sensibilización ambiental, demanda cada vez más la

utilización de las energías renovables y la eficiencia en la generación de

electricidad, como principios básicos para conseguir un desarrollo sostenible

desde un punto de vista económico, social y ambiental.

Además, la política energética nacional debe posibilitar, mediante la búsqueda

de la eficiencia energética en la generación de electricidad y la utilización de

fuentes de energía renovables, la reducción de gases de efecto invernadero de

acuerdo con los compromisos adquiridos con la firma del protocolo de Kyoto. La

Carbón10%

Fuel17%

Hidráulica9%

Importación3%Nuclear

16%

Ciclo combinado

19%

Régimen especial

26%

COGENERACIÓN

30,77%

SOLAR 3,70%

EÓLICA 46,66%

HIDRÁULICA; 6,73%

RESIDUOS 3,97% TRAT.RESID

oS; 4,56%

BIOMASA

3.1%





creación del régimen especial de generación eléctrica supuso un hito importante

en la política energética de nuestro país. Los objetivos relativos al fomento de las

energías renovables y a la cogeneración, se recogen en el Plan de Energías

Renovables 2005-2010 y en la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en

España (E4), respectivamente. A la vista de los mismos se constata que aunque el

crecimiento experimentado por el conjunto del régimen especial de generación

eléctrica ha sido destacable, en determinadas tecnologías, los objetivos

planteados se encuentran aún lejos de ser alcanzados. Desde el punto de vista de

la retribución, la actividad de producción de energía eléctrica en régimen

especial se caracteriza por la posibilidad de que su régimen retributivo se

complemente mediante la percepción de una prima en los términos que

reglamentariamente se establezcan, para cuya determinación pueden tenerse en

cuenta factores como el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la

contribución a la mejora del medio ambiente, el ahorro de energía primaria, la

eficiencia energética y los costes de inversión en que se haya incurrido.

Existen diferentes fuentes de energía renovables, dependiendo de los recursos

naturales utilizados para la generación de energía.





2.1.3 Tecnologías

2.1.3.1 Biocarburantes

Los biocarburantes son combustibles líquidos o gaseosos para automoción

producidos a partir de biomasa, entendiéndose como tal la materia orgánica

biodegradable procedente de cultivos energéticos y residuos agrícolas,

forestales, industriales y urbanos. En la actualidad se producen a escala industrial

tres tipos de biocarburantes: Biodiesel, Bioetanol y Biogás.

El biodiesel es un éster producido a

partir de la reacción de aceites

vegetales o grasas animales con un

alcohol. En España y en el resto de la

UE los aceites de primer uso más

utilizados son la colza, la soja y el girasol, teniendo también un peso importante

los aceites usados. En la actualidad, se está estudiando su producción a partir de

algas, cardo y jatropha. El alcohol más utilizado en la UE es el metanol, aunque

también se puede utilizar etanol, como se hace mayoritariamente en Brasil.

El bioetanol se produce a partir de la fermentación de materia orgánica con altos

contenidos en almidón como los cereales y la remolacha, comúnmente utilizados

en Europa y EE.UU., y la caña de azúcar, especialmente usada en Brasil. El

desarrollo de enzimas avanzadas permitirá, además, su obtención a partir de

material lignocelulósico.

El biogás es un gas compuesto principalmente por metano (en un 80-92%)

formado por la degradación de materia orgánica en atmósfera libre (o pobre) de

oxígeno, proceso conocido como digestión anaeróbica o metanización.

Generalmente, sus características de combustión son asimilables a las del gas

natural, pudiendo tener incluso una mayor pureza que éste.

Ilustración 1





Además de los biocarburantes comentados, existen otros cuya aplicación futura

resulta muy prometedora. Así, están los biocarburantes conocidos como BtL, es

decir Biomass-to-Liquid, que se producen a partir de cualquier tipo de biomasa

por gasificación y posterior licuefacción mediante proceso Fischer-Tropsch o

isomerización, es decir, por “reordenamiento” de los átomos de las moléculas

para asemejarlas a hidrocarburos. También se puede producir biodiesel a partir

de aceites vegetales por hidrogenación, es decir, mediante la adición directa de

hidrógeno bajo presión y en presencia de un catalizador.

2.1.3.2 Eólica

El aprovechamiento de la energía eólica, energía cinética que posee una masa de

aire, es casi tan antiguo como la civilización. Esta energía ha sido utilizada desde

tiempos remotos por el hombre, para impulsar sus barcos mediante velas o para

hacer funcionar molinos, tanto para moler grano como para bombear agua.

En el siglo XX comenzó la utilización de la energía eólica para la producción

eléctrica. Inicialmente su uso se limitaba al autoabastecimiento de pequeñas

instalaciones. Sin embargo, en la última década del siglo XX, gracias a un

desarrollo tecnológico y a un incremento de su competitividad en términos

económicos, la energía eólica se ha convertido en una opción más del mix

eléctrico.

Para captar la energía eólica se

pueden emplear palas rotando

alrededor de un eje horizontal por el

contrario utilizar palas verticales

situadas a lo largo de un cilindro girando en torno a un eje vertical. La tecnología

mayoritariamente empleada es la del aerogenerador, máquina que convierte la

fuerza del viento en electricidad, con tres palas girando en un eje horizontal. En

este tipo de molinos la energía transferida es proporcional al cubo de la

velocidad del viento y su máxima transferencia de energía a las palas es del

orden del 53% de la energía eólica incidente. El aerogenerador de eje horizontal,

Ilustración 2: Parque eólico.





empleado mayoritariamente en el parque eólico español, consta de tres partes

básicas: El rotor, que incluye el buje y las palas, generalmente tres. La góndola,

dónde se sitúan el generador eléctrico, los multiplicadores y sistemas hidráulicos

de control, orientación y freno. La torre, que debe ser tubular, ya que las de

celosía no se emplean en la actualidad.

Los aerogeneradores han pasado en tan sólo unos años de tener una potencia de

25 kW a los 6.000 kW de algunos modelos destinados a eólica offshore, también

llamada eólica marina. La explotación de la energía eólica se lleva a cabo en la

actualidad fundamentalmente para la generación de electricidad que se vende a

la red y ello se hace instalando un conjunto de molinos que se denomina parque

eólico. En la actualidad los parques que se están inaugurando tienen

normalmente una potencia instalada que oscila entre los 10 y los 50 MW.

Cada parque cuenta además con una central de control de funcionamiento que

regula la puesta en marcha de los aerogeneradores y la energía generada en

cada momento, recibe partes meteorológicos, etcétera.





2.1.3.3 Geotérmica

La energía geotérmica es aquella energía almacenada en forma de calor que se

encuentra bajo la superficie de la tierra. Esta energía puede aprovecharse para la

producción directa de calor o para la generación de electricidad. Es una energía

renovable y de producción continua las 24 horas del día y, por tanto, gestionable.

2.1.3.4 Marina

Se conoce como energía marina un conjunto de tecnologías que aprovechan la

energía de los océanos. El mar tiene un gran potencial energético, que se

manifiesta principalmente en las olas, las mareas, las corrientes y en la diferencia

de temperatura entre la superficie y el fondo marino.

El aprovechamiento de la energía marina no genera impactos ambientales ni

visuales considerables y constituye un recurso energético con gran capacidad de

predicción. Sin embargo, las condiciones hostiles del mar, la fuerza del oleaje y

de la corrosión marina, así como la necesidad de contar con mecanismos para

trasladar la energía a tierra, hacen que esta tecnología requiera de grandes

inversiones y que aún esté, salvo alguna excepción, en fase pre comercial

2.1.3.5 Hidráulica

La energía hidráulica es el aprovechamiento de la energía cinética de una masa

de agua. El agua mueve una turbina cuyo movimiento de rotación se transfiere,

mediante un eje, a un generador de electricidad. Hasta mediados del siglo XX la

energía hidráulica fue la principal fuente para la producción eléctrica a gran

escala. Las centrales mini hidráulicas son aquellas que cuentan con una potencia

instalada menor a 10 MW. Esta tecnología renovable es la forma más respetuosa

con el medioambiente que se conoce para la producción de electricidad como lo

corroboran los estudios de Análisis de Ciclo de Vida (ACV) realizados para

distintas tecnologías.





2.1.3.6 Solar fotovoltaica

La energía fotovoltaica es la transformación directa de la radiación solar en

electricidad. Esta transformación se produce en unos dispositivos denominados

paneles fotovoltaicos. En los paneles fotovoltaicos, la radiación solar excita los

electrones de un dispositivo semiconductor generando una pequeña diferencia

de potencial. La conexión en serie de estos dispositivos permite obtener

diferencias de potencial mayores.

Aunque el efecto fotovoltaico era conocido desde el siglo XIX, fue en la década

de los 50, en plena carrera espacial, cuando los paneles fotovoltaicos

comenzaron a experimentar un importante desarrollo. Inicialmente utilizados

para suministrar electricidad a satélites geoestacionarios de comunicaciones, hoy

en día constituyen una tecnología de generación eléctrica renovable.

Una de las principales virtudes de la tecnología fotovoltaica es su aspecto

modular, pudiéndose construir desde enormes plantas fotovoltaicas en suelo

hasta pequeños paneles para tejados.

2.1.3.7 Solar termoeléctrica

La radiación solar puede ser utilizada para la generación de electricidad

mediante un proceso de dos etapas: primero convirtiéndola en calor y luego

convirtiendo el calor en electricidad por medio de ciclos termodinámicos

convencionales (utilizando colectores solares de concentración o campos

helióstaticos que focalizan en un punto), o bien mediante generadores

termoeléctricos.

Es una tecnología sobre la que se están depositando grandes expectativas de

instalación debido a que España cuenta con unos niveles excelentes de radiación

solar. La radiación solar global anual sobre horizontal oscila entre los 1100

kWh/m2 del norte peninsular y los 1900 kWh/m2 de las Islas Canarias. La

cantidad de energía recibida en España del sol es tan grande que equivale a más

de 3.000 veces el consumo eléctrico registrado en 2004.





2.1.3.8 Cogeneración

La cogeneración es el procedimiento mediante el cual se obtiene

simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil. Si además se produce

frío se llama trigeneración

La ventaja de la cogeneración es su mayor eficiencia energética ya que se

aprovecha tanto el calor como la energía mecánica o eléctrica de un único

proceso, en vez de utilizar una central eléctrica convencional y para las

necesidades calor una caldera convencional.

Al generar electricidad mediante una dinamo o alternador, movidos por un

motor térmico o una turbina, el aprovechamiento de la energía química del

combustible es del 25% al 40% solamente, y el resto debe disiparse en forma de

calor. Con la cogeneración se aprovecha una parte importante de la energía

térmica que normalmente se disiparía a la atmósfera o a una masa de agua y

evita volver a generarla con una caldera. Además evita los posibles problemas

generados por el calor no aprovechado.

2.1.3.9 Biomasa

La biomasa es la utilización de la materia orgánica como fuente energética. Por

su amplia definición, la biomasa abarca un amplio conjunto de materias

orgánicas que se caracteriza por su heterogeneidad, tanto por su origen como

por su naturaleza. Se analizará en detalle en los apartados siguientes.

2.1.3.10 Resumen

A modo de síntesis se presenta un cuadro comparativo en el que se muestran

varios datos según tecnologías. Es importante destacar la prima por Kilowatio

generado según la tecnología, Este valor da una idea del sobreprecio necesario

(sobre el valor de mercado, que es de unos 6c€/KWh aproximadamente) para

hacer esta energía rentable. También es destacable la potencia por instalación,

en concreto de la solar. Los parques solares son muy grandes en extensión pero





muy pequeños en potencia nominal. Esto es así por las dimensiones de las placas

de silicio.

Tabla 1: El régimen especial en España. [CNE210]

2009 Potencia Instalada

(MW)

Nº instalac.

Potencia promedio por

instalación (kW)

Retribución Total

(Miles €)

Precio Medio Retribución Total. Venta a través de distribuidora

(cent€/kWh)

COGENERA 5.686,59 858 6.627,72 1.139.502,80 12,524 SOLAR 23,55 3.266 7,21 6.791,49 46,487

EÓLICA 8.532,48 386 22.104,88 1.013.030,69 7,284 HIDRÁULICA 1.707,37 853 2.001,61 316.586,50 8,248

BIOMASA 470,29 67 6.967,23 117.697,57 10,702 BIOCOMB NO UTILIZADA EN GENERACIÓN ELÉCTRICA

MARINA EN FASE PRECOMERCIAL

GEOTÉRMICA




LA BIOMASA PARA USO ENERGÉTICO - 32 -

3. LA BIOMASA PARA

USO ENERGÉTICO





3.1 Introducción

Al comenzar estas páginas se puede plantear la pregunta ¿qué es la biomasa? Un

científico diría: “biomasa es toda materia orgánica susceptible de

aprovechamiento energético”. Pero la realidad de la biomasa es más profunda,

se trata de un vector energético que, a corto plazo, puede ser básico en la

sociedad, tanto desde el punto de vista energético y ambiental, como para el

desarrollo socioeconómico de las zonas rurales.

Entre las energías renovables destaca el uso de productos obtenidos a partir de

materia orgánica para producir energía. Estos productos componen lo que se

denomina comúnmente “biomasa”, una definición que abarca un gran grupo de

materiales de diversos orígenes y con características muy diferentes. Los

residuos de aprovechamientos forestales y cultivos agrícolas, residuos de podas

de jardines, residuos de industrias agroforestales, cultivos con fines energéticos,

combustibles líquidos derivados de productos agrícolas (los denominados biocar-

burantes), residuos de origen animal o humano, etc., todos pueden considerarse

dentro de la citada definición.

Esta heterogeneidad,

tanto de recursos como

de aplicaciones, es

apuntada en el Plan de

Energías Renovables en

España 2005-2010 como

la principal característica

de la biomasa. En los

objetivos finales del PER

también destaca la

participación del sector de

la biomasa, suponiendo

en términos de energía primaria cerca del 50% de los incrementos fijados por

este Plan.

Ilustración 3: Fuentes de generación de biomasa [IDA107]





Conviene tener muy presente esta diversidad cuando se quiere realizar una

aproximación a una energía que comienza su amplio perfil desde la definición, ya

que biomasa, sin la acepción energética, es la cantidad de materia viva presente

en un medio o en un organismo.

La Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR), utiliza la

definición de la Especificación Técnica Europea CEN/TS 14588 para catalogar la

“biomasa” como “todo material de origen biológico excluyendo aquellos que han

sido englobados en formaciones geológicas sufriendo un proceso de

mineralización”. Entre estos últimos estarían el carbón, el petróleo y el gas, cuya

formación y composición hace miles de años no es comparable con el ciclo de

formación del resto de materiales biológicos.

La energía que contiene la biomasa es solo energía almacenada a través de la

fotosíntesis, proceso por el cual algunos organismos vivos, como las plantas,

utilizan la energía solar para convertir los compuestos inorgánicos que asimilan

(como el CO2) en compuestos orgánicos. Como se verá más adelante, las

instalaciones de producción energética con biomasa se abastecen de una amplia

gama de biocombustibles, desde astillas hasta cardos y paja, pasando por huesos

de aceituna y cáscaras de almendra. Esta heterogeneidad continúa en los usos de

la energía producida con biomasa, pudiendo utilizarse para calefacción y

producción de agua caliente en el sector doméstico (viviendas unifamiliares,

comunidades de vecinos, barrios o municipios enteros), calor para procesos

industriales y generación de electricidad. Los recursos potenciales de biomasa

calculados por IDAE para el desarrollo del PER superan los 17 millones de

toneladas equivalentes de petróleo (Mtep), más de tres veces el incremento

establecido en el PER para el año 2010.

Entre estos recursos destacan los cultivos energéticos, que con un potencial

superior a los 7 Mtep constituyen una alternativa a los cultivos agrícolas

tradicionales actualmente en recesión.





El uso de la biomasa como recurso energético, en lugar de los combustibles

fósiles comúnmente utilizados, supone unas ventajas medioambientales de

primer orden, como son:

• Disminución de las emisiones de azufre

• Disminución de las emisiones de partículas.

• Emisiones reducidas de contaminantes como CO, HC y NOX.

• Ciclo neutro de CO2, sin contribución al efecto invernadero.

• Reducción del mantenimiento y de los peligros derivados del escape de

gases tóxicos y combustibles en las casas.

• Reducción de riesgos de incendios forestales y de plagas de insectos.

• Aprovechamiento de residuos agrícolas, evitando su quema en el

terreno.

• Posibilidad de utilización de tierras de barbecho con cultivos

energéticos.

• Independencia de las fluctuaciones de los precios de los combustibles

provenientes del exterior (no son combustibles importados).

• Mejora socioeconómica de las áreas rurales.

3.2 Fuentes de suministro

Un análisis somero del consumo de biomasa por tipo de recurso empleado como

combustible revela una gran utilización de los residuos de industrias forestales y

agrícolas con relación a otros tipos de recursos como los residuos forestales,

agrícolas, o los cultivos energéticos. Esta heterogeneidad es, para el área de

biomasa, tanto una característica fundamental como una fuente de problemas





para su desarrollo, hasta el punto de que es imposible entender este sector sin

detenerse en las peculiaridades de cada tipo de recurso. Ello aumenta su

complejidad ya que cada proyecto necesita análisis específicos de disponibilidad,

extracción, transporte y distribución. De hecho, la forma de extraer y utilizar

como combustible los restos de una actividad forestal es distinta al uso de los

residuos de una industria forestal o al aprovechamiento energético de la cáscara

de almendra o del alperujo generado al producir aceite de oliva. En España, los

principales desarrollos en el área de biomasa se han centrado en el uso de

residuos industriales, tanto forestales como agrícolas. Respecto a la biomasa

forestal, ha sido utilizada tradicionalmente en el sector doméstico mediante

sistemas poco eficientes, algo que está cambiando debido a la llegada al

mercado de sistemas de calefacción y agua caliente modernos, de alta eficiencia

y comodidad para el usuario. Todavía no se ha generalizado el uso de residuos

agrícolas como biomasa, aunque existen algunos proyectos con paja o podas de

olivo. Para entender mejor el origen y composición de cada uno de los residuos y

materiales, susceptibles de ser utilizados en la producción de energía, conviene

analizarlos uno a uno.

3.2.1 Tipos

3.2.1.1 Residuos forestales

Se originan en los tratamientos y aprovechamientos de las masas vegetales,

tanto para la defensa y mejora de éstas como para la obtención de materias

primas para el sector forestal (madera, resinas, etc.). Los residuos generados en

las operaciones de limpieza, poda, corta de los montes pueden utilizarse para

usos energéticos dadas sus excelentes características como combustibles. En 3.3

se describe con más detalle.

3.2.1.2 Cultivos energéticos

Son cultivos de especies vegetales destinados específicamente a la producción

de biomasa para uso energético. Las distintas especies forestales leñosas son los

chopos, en zonas de regadío, los eucaliptos, en terrenos de secano, la pawlonia





es también ampliamente utilizada . Además también pueden utilizarse especies

agrícolas herbáceas como el cardo, el sorgo y la colza etíope. En 3.4 se describe

con más detalle.

3.2.1.3 Otros

Aunque no son objeto de este proyecto, es importante saber que existen otras

fuentes Biomasa para uso energético. A continuación se describen las

características principales.

Residuos agrícolas leñosos

Las podas de olivos, viñedos y árboles frutales constituyen su principal fuente de

suministro. Es necesario realizar un astillado o empacado previo a su transporte

que unido a la estacionalidad de los cultivos aconseja la existencia de centros de

acopio de biomasa donde centralizar su distribución.

Residuos agrícolas herbáceos

Se obtienen durante la cosecha de algunos cultivos, como los de cereales (paja) o

maíz (cañote). También en este caso la disponibilidad del recurso depende de la

época de recolección y de la variación de la producción agrícola.

Residuos de industrias forestales y agrícolas

Las astillas, las cortezas o el serrín de las industrias de primera y segunda

transformación de la madera y los huesos, cáscaras y otros residuos de la

industria agroalimentaria (aceite de oliva, conservera, frutos secos…) son parte

de los biocombustibles sólidos industriales. En estos casos la estacionalidad se

debe a las variaciones de la actividad industrial que los genera.





3.3 La biomasa forestal

Como se adelantaba en 3.2.1.1 los residuos generados en las operaciones de

limpieza, poda y corta de los montes pueden utilizarse para usos energéticos

dadas sus excelentes características como combustibles. Con la maquinaría

apropiada se puede astillar o empacar para mejorar las condiciones económicas

del transporte al obtener un producto más manejable y de tamaño homogéneo.

En la actualidad, los inconvenientes asociados a estos residuos, como la

dispersión, la ubicación en terrenos de difícil accesibilidad, la variedad de

tamaños y composición, el aprovechamiento para otros fines (fábricas de

tableros o industrias papeleras), las impurezas (piedra, arena, metales) o el

elevado grado de humedad constituyen el principal problema para su utilización

generalizada como biocombustibles sólidos.

3.3.1 Características de recurso

• Es un combustible gestionable. Puede utilizarse en el momento y lugar

en el que se demanda.

• No es un producto tóxico ni peligroso.

• Es un combustible de gran calidad química. Su combustión no produce

en cantidad significativa elementos corrosivos, como es el cloro para el

caso de la biomasa herbácea, o tóxicos como los productos de

combustión de pinturas y colas en las biomasas recuperadas, lo que hace

ideal para la utilización en plantas de pequeñas escala con sistemas de

limpieza de humos poco sofisticados.





• Los niveles de emisiones son comparables a las de los combustibles

fósiles:

Tabla 2: Emisiones atmosféricas principales [IDA107]

g/kWh CO2 SO2 Partículas NOx CO

GAS 352 0.23 0.020 0.30 0.250

GASOIL 251 0.02 0.010 0.22 0.230

BIOMASA 22 0.1 0.12 0.35 0.350

• Potencia calorífica:

Es la unidad que mide la cantidad de energía extraíble del recurso en calorías

por kilogramo de biomasa (Kcal/kg). Es importante hacer mención al poder

calorífico inferior y superior (PCI y PCS). El primero se define como “la

cantidad total de calor desprendido en la combustión completa de 1 kg de

combustible sin contar la parte correspondiente al calor latente del vapor de

agua de la combustión, ya que no se produce cambio de fase, y se expulsa

como vapor”. El segundo se define como el primero pero considerando el

calor aportado por el cambio de fase del vapor formado en la combustión.

Por tanto, el valor del PCS será siempre superior que el PCI para un mismo

combustible. La tabla 2 muestra poderes caloríficos inferiores de distintas

especies de biomasa forestal.

Tabla 3: PCI de distintas especies de biomasa forestal [APPA07]

Poder calorífico inferior (humedad 20%) Kcal/kg

Chopo 2950 Pino 3050

Pawlonia 2950

• En general sus costes de extracción son algo mayores que los del resto de

fuentes de biomasa. Sin embargo su precio es muy inferior al de los

combustibles fósiles como el gas natural o el gasóleo.

• A diferencia de otras fuentes renovables como la solar o la eólica es un

recurso de disponibilidad limitada. Por ello es fundamental utilizar el recurso





de la manera más eficiente posible. Por el contrario, se trata de un recurso

suministrado de forma constante, no depende de las condiciones

ambientales como las citadas fuentes renovables.

3.3.2 Disponibilidad

Como se adelantaba en el párrafo anterior, la biomasa forestal es un recurso de

disponibilidad limitada. Esto va a limitar los posibles emplazamientos de plantas

por una cuestión de costes de transporte.

Ilustración 4: Fuentes de biomasa según comunidades autónomas. [IDA107]

En la ilustración 4 se aprecia como Castilla y León lidera el ranking de

disponibilidad. Se podría pensar que es así porque se trata de una comunidad

autónoma con gran extensión geográfica, pero comparando esta C. Autónoma

con Castilla la Mancha (79.463 km2) y con Andalucía (87.268 km2) se aprecia que

la disponibilidad es 3.3 veces inferior para Castilla la Mancha y 3 veces inferior

para Andalucía.





La siguiente cuestión es la dispersión de estos recursos. Esto es importante en

cuanto a toda la logística de extracción de los mismos, que repercute

directamente sobre el coste de la tonelada de recurso. Es crítico por tanto que

los recursos que se eligen como fuente de recursos se encuentren lo más

concentrados posibles, y emplazar la instalación lo más próxima a los mismos

para evitar sobrecostes de transporte.





3.4 Cultivos energéticos

Los cultivos energéticos no dejan de ser cultivos forestales o agrícolas. La ventaja

fundamental de los cultivos es la predictibilidad de su disposición y la

concentración espacial de la biomasa, asegurando el suministro.

El motivo que hace que la opción de cultivo energético sea interesante es

económico. Aunque en principio el precio por tonelada de materia producida

mediante cultivo energético es mayor que el procedente de recursos forestales,

al no haber un mercado centralizado de este recurso, los proveedores pueden

fijar el precio libremente. Para evitar esto, es práctica común proveer a la planta

con un cultivo energético capaz de suministrar en torno al 30% del combustible

anual necesario.

También es importante destacar que el precio de este recurso es estacional. En

los periodos de precios máximos se puede suministrar a la planta con recursos

provenientes de cultivo para evitar las fluctuaciones de los precios.

Puede ocurrir el caso en que el precio de la biomasa forestal adquirida no supere

el precio del cultivo energético en el periodo de vida de la planta. En tal caso ¿Se

ha perdido el capital invertido en el cultivo? La respuesta es NO, pues el cultivo

energético constituye un negocio en sí mismo y sin ninguna relación con la planta

adyacente. En 3.4.4 se describe un modelo que trata de demostrar esto con

números.





3.4.1 Tipos de cultivos

Los cultivos energéticos se pueden clasificar de muchas formas, por el tipo de

suelo donde crecen, por el tipo de producto que se cosecha, etc.

3.4.1.1 Tipos de cultivos según

aprovechamiento final

Según su aprovechamiento final, los cultivos se pueden clasificar en:

• Cultivos oleaginosos para la producción de aceites transformables en

biodiesel.

• Cultivos alcoholígenos para la producción de bioetanol a partir de procesos de

fermentación de azúcares.

• Cultivos lignocelulósicos, para la generación de biomasa sólida susceptible de

su uso para distintas aplicaciones:

- Térmicas, como climatización de edificios, agua caliente sanitaria, y aplicaciones

industriales (preparación de cualquier fluido de proceso).

- Fabricación de combustibles más elaborados, con un valor añadido a la biomasa

bruta, como astillas o pellets.

- Cogeneración generalmente asociada a una actividad industrial,

o generación eléctrica simple.

Este apartado se centra en la producción de biomasa lignocelulósica, como

materia prima para la preparación de combustibles para su utilización directa

para su conversión en energía utilizable. Es decir, la biomasa que una vez

cosechada o recogida del campo es trasladada a una instalación de tipo industrial

en la que es transformada en un combustible de características especificables.





3.4.2 Requerimientos

Los cultivos lignocelulósicos deben reunir una serie de características o

requerimientos que se describen a continuación:

• Que se adapten a las condiciones edafo-climáticas del lugar donde se

implanten: las plantas dan las productividades mayores en aquellos lugares que

reúnen condiciones que les sean más favorables.

• Que tengan altos niveles de productividad en biomasa con bajos costes de

producción: las explotaciones que requieren mucha atención cultural son

complicadas y caras de explotar.

• Que sean rentables, económicamente hablando, para el agricultor.

• Que no tengan, en lo posible, un gran aprovechamiento alimentario en

paralelo, con el objetivo de garantizar el suministro, sin una subida de precios

que perjudique a la larga tanto a la explotación agrícola en sí como a las

industrias alimentaria y energética.

• Que tengan un fácil manejo y que requieran técnicas y maquinarias lo más

conocidas y comunes entre los agricultores.

• Que presente balance energético positivo. Es decir que se extraiga de ellos

más energía de la que se invierte en el cultivo y su puesta en planta de energía.





3.4.3 El chopo

3.4.3.1 ¿Por qué el chopo?

Se ha seleccionado el chopo por las ventajas frente a otras especies que se

describen a continuación:

- Disponibilidad en la región de emplazamiento.

- Producciones elevadas en cortos periodos de tiempo. Rápido crecimiento

inicial y alta capacidad de ocupación del terreno.

- Pueden regarse con aguas contaminadas (filtros verdes)

- Posibilidad de turnos cortos. Flexibilidad.

- Parcelas llanas, accesibles. Producción concentrada y cercana.

- Facilidad de obtención de estaquillas y facilidad para enraizar.

- Facilidad de cultivo. Las labores necesarias coinciden con periodos de baja

actividad agrícola. Costes de oportunidad de maquinaria, disponibilidad de mano

de obra.





3.4.3.2 Necesidades hídricas.

Los riegos del chopo a rotación muy corta necesitan entre 4.000 y 6.000 metros

cúbicos por hectárea y año. Como dato comparable, los cultivos alimentarios

como el maíz, la alfalfa o la remolacha precisan en torno a 8.000 metros cúbicos

por hectárea y año.

Las choperas energéticas presentan una serie de cualidades de gran interés. La

primera, que son capaces de superar crisis anuales con riegos menores (de hasta

el 50%) si apreciarse prejuicios productivos. También toleran riegos de forma

discontinua, es decir que no es necesario regar en los días estrictamente

planificados. En segundo lugar, la posibilidad de abastecerse directamente de

agua en las riberas a partir de capas freáticas situadas a 50-150 cm de

profundidad. Por último, la posibilidad de riego con aguas de ínfima calidad.

3.4.3.3 Cultivo

Las labores previas a la implantación de una chopera energética son básicamente

las tres siguientes:

• Alzado, con una profundidad de 40 cm, a realizar con meses de

anterioridad al gradeo, y con el objetivo de enterrar la vegetación herbácea

competidora.

• Subsolado pleno de 60-80 cm de profundidad que se efectuará tras el

alzado, y con el objetivo de hacer la ruptura de cualquier capa impenetrable,

apertura de canales de accesos a la búsqueda de la humedad del suelo.

• Gradeo cruzado de 15-20 cm, que se debe realizar justo antes de la

plantación. Su finalidad es facilitar el estaquillado y el contacto de la planta con

el suelo.





La plantación del chopo para fines energéticos se realiza con altas densidades

con el objetivo de disminuir los costes de plantación, de cultivo y de cosecha. Los

compromisos entre diámetros deseados a la corta y el marco de plantación se

muestran en la tabla 4.

Tabla 4: Marcos de plantación de chopo para biomasa. [MONT07]

Diámetro de corta (cm) 10 11,25 12,25 13,75 15

Número ideal de pies por hectárea 2603 2155 1820 1562 1333 Metros cuadrados por pie 3,8 4,6 5,5 6,4 7,5 Marco recomendable en metros No útil No útil 2,1 x 2,6 2,3 x 2,8 2,5 x 3

Desde el punto de vista económico, un factor a tener en cuenta es la cantidad de

biomasa acumulada en el momento de la corta final. Es importante destacar que,

a partir de una determinada acumulación de biomasa, las cepas comienzan a

deprimirse produciéndose el estancamiento, poniendo en riesgo la producción

media, la capacidad de rebrote y su propia duración. En conclusión, no se

debería superar un determinado límite de carga en biomasa.

Los cuidados posteriores a la plantación son:

• Escardas, que se realizan tras la plantación, tras la primera corta y tras

cada corta de tallar.

• Abonado: para reponer y conservar las cepas tras la corta.

• Desmamonado, que consiste en la selección de los brotes de cepa. Esta

operación incrementa la producción pero mantiene la densidad prevista y un

tamaño razonable en las trozas.

3.4.3.4 Aprovechamiento

Lo más recomendable es la corta un año antes del máximo rendimiento medio

en biomasa, acarreando una pequeña pérdida de producción media por hectárea

y año, a cambio de mantener la longevidad y el vigor de las cepas de chopo a

largo plazo. El crecimiento de los rebrotes es mayor, llegándose antes a la





cantidad de biomasa máxima admisible. En España el incremento de la

producción entre el primer recepe y los siguientes es del orden de 2/3. A la edad

de máximo rendimiento (4 años), el rendimiento en materia seca por hectárea y

año es 5/3 del alcanzado en la primera rotación de monte alto. Lo aconsejable es

que la biomasa acumulada no supere la indicada en el primer recepe, lo que

obliga a un turno de corta más corto.

Ilustración 5: Cultivo de chopo [MONT07]

Tras la corta, la humedad de la madera de chopo es del 50% con una densidad de

700 kg/m2. Pocos días después, una vez que se orea, pierde un 15% de humedad

pasando su densidad a ser de 595 kg/m2 .Una vez que queda totalmente seca al

aire, su humedad residual es del 20%, con una densidad final de 525 kg/m2.

El tratamiento selvícola tradicional opta por la corta en la época de paro

vegetativo, por razones más que obvias: de crecimiento, sanitarias y de calidad

del producto. Pero, como se ha podido comprobar en lo que se refiere a

producción de biomasa, entre cortar dentro de la época vegetativa y fuera de

ella las diferencias no son demasiadas, incluso en el ámbito sanitario.

La gran ventaja de la corta en cualquier estación es el abastecimiento regular de

biomasa a las industrias. Sin embargo, el único inconveniente es la disponibilidad

de la mano de obra y la maquinaria, siendo mayor en invierno por el habitual





paro de sector agrícola. También estas fechas son más favorables para el

aprovechamiento de leñas.

Aun así, lo más recomendable es la corta en la época de paro vegetativo, en la

que los costes de almacenamiento u otros factores como la falta de agua pueden

hacer proponer la corta en periodos de baja actividad, teniendo en cuenta

siempre que no se dañe en exceso el crecimiento posterior de los brotes.

El periodo de corta menos aconsejable es el que se extiende desde que el árbol

brota hasta mediados de septiembre. Pero habría que estudiar si estos perjuicios

son o no mayores que los costes de almacenamiento de la materia prima

durante este periodo de “no corta”. Si se quiere seguir el criterio biológico

estricto la corta se realizará sin hojas ni savia.





3.4.4 Modelo de gestión de cultivo

energético de chopo

En este apartado se desarrolla el estudio de retorno económico de la producción

de biomasa a partir de un tallar de chopo. El estudio es una adaptación

simplificada de un estudio realizado por IDAE (Instituto para la diversificación y

ahorro de la energía).

Se puede constituir una sociedad (en adelante el operador), que financia, cultiva

y comercializa la madera del chopo producido. La primera decisión se refiere a

decidir el modelo de negocio que quiere desarrollar. Dos opciones a estudiar

son:

El operador paga a un agricultor una renta por el alquiler de sus tierras, siendo

éste su único ingreso. El operador asume los trabajos de plantación, cultivo y

aprovechamiento, así como la comercialización.

El agricultor es el que produce la biomasa por sus medios y el operador se la

compra a un precio determinado, pactado. El agricultor, por tanto, realiza la

plantación, el cultivo y el aprovechamiento recibiendo anualmente el 50% del

valor acordado para la cantidad de biomasa correspondiente al crecimiento

producido (o esperado). El resto del valor acordado lo recibe en los años de

aprovechamiento en los que le entrega la biomasa al operador.





Datos de partida

En la tabla 5 se presentan los principales flujos económicos.

Renta de la tierra 150 €/ha (arrendamiento) 20 t MS/año Productividad 20 Tm maderas seca/año Inversión plantación 572 €/hectárea Vida plantación 22 años con 5 cortas Costes anuales cultivo 404 €/hectárea Coste agua 6 c€/m3 Coste tras corta (abonos, etc.) 272 €/hectárea Costes aprovechamiento 2915 €/hectárea Precio de venta 75 €/Tm seca o 56 €/Tm húmeda Margen de comercialización 15% Precio de venta 85 €/Tm seca o 65 €/Tm húmeda Gastos generales 100 mil €/año IPC 3%

Tabla 5: Resumen de datos para el cálculo de retorno. [IDA207]

Se realiza una proyección de los flujos acumulados de caja de las dos opciones a

10 años, obteniendo los siguientes resultados:

A) OPCIÓN ARRENDAMIENTO DE TIERRAS: el valor actual neto para el agricultor

en el caso de sólo arrendar sus tierras es de 3.304 €/ha, mientras que el negocio

del operador alcanza un valor actual neto de 7.876 € por cada una de las 500 ha,

y una tasa interna de rentabilidad del 9%.

B) OPCIÓN CULTIVO POR AGRICULTOR: el valor actual neto para el agricultor en

el caso de realizar el cultivo asciende a 4.740 € por ha, mientras que el agente

operador obtiene un valor actual neto de 4.197 k€; y una TIR del 9%.

La opción de arrendamiento de tierras favorece más al agricultor, que recibe una

renta sin arriesgar esfuerzo ni dinero. Por contra, si el agricultor asume el riesgo

de realizar la explotación de la chopera, obtiene un VAN un 50% superior que el

que obtiene con el arriendo de las fincas. El operador obtiene la misma

rentabilidad y la única diferencia es que en la opción de asumir el cultivo y sus

gastos, después se ve recompensado con un VAN mayor.




MARCO LEGAL: EL REAL DECRETO 661/2007 - 52 -

4. MARCO LEGAL:

EL REAL DECRETO

661/2007





El Real Decreto 661/2007 regula la actividad de producción de energía eléctrica

en régimen especial. Surge por la necesidad de modificación del régimen

económico y jurídico que regula el régimen especial por los siguientes motivos:

En primer lugar, el crecimiento experimentado por el régimen especial en los

últimos años, unido a la experiencia acumulada durante la aplicación de los

Reales Decretos 2818/1998, de 23 de diciembre y 436/2004, de 12 de marzo, ha

puesto de manifiesto la necesidad de regular ciertos aspectos técnicos para

contribuir al crecimiento de estas tecnologías, salvaguardando la seguridad en el

sistema eléctrico y garantizando su calidad de suministro, así como para

minimizar las restricciones a la producción de dicha generación. El régimen

económico establecido en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, debido al

comportamiento que han experimentado los precios del mercado, en el que en

los últimos tiempos han tomado más relevancia ciertas variables no consideradas

en el citado régimen retributivo del régimen especial, hace necesario la

modificación del esquema retributivo, desligándolo de la Tarifa Eléctrica Media o

de Referencia, utilizada hasta el momento. Por último es necesario recoger los

cambios normativos derivados de la normativa europea, así como del Real

Decreto-ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en

el sector energético, que introduce modificaciones importantes en cuanto al

régimen jurídico de la actividad de cogeneración. Este real decreto sustituye al

Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología

para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la

actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y da una nueva

regulación a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

4.1 Ámbito de aplicación

Dado que la retribución a ciertas tecnologías de generación va a ser superior a las

retribuciones percibidas en el mercado, es necesario definir claramente aquellas

que son aptas para este régimen. Estas se describen a continuación





CATEGORÍA A: Cogeneración: productores que utilicen la cogeneración u otras

formas de producción de electricidad a partir de energías residuales. No es

objeto de este proyecto

CATEGORÍA B: Biomasa: instalaciones que utilicen como energía primaria alguna

de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de

biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción

en el régimen ordinario.

Subgrupos:

1. Energía solar fotovoltaica y térmica.

2. Energía eólica.

3. Energía geotérmica.

4. Hidráulica (entre 10 y 50 MW).

5. Mini hidráulica (menor de 10 MW).

6. Biomasa forestal.

7. Biomasa procedente de residuos ganaderos.

8. Biomasa procedente de residuos industriales. El subgrupo seis se describe con más detalle en 4.2. El resto no son objeto de este proyecto.

CATEGORÍA C: Centrales que usen como energía primaria residuos no

contemplados en la categoría B. No es objeto de este proyecto.

Todas las centrales de estas tres categorías serán de menos de 50 MW eléctricos

de potencia nominal. En caso de ser varias instalaciones juntas, la potencia

nominal se calculará como la suma de las potencias de cada una de las

instalaciones.





4.2 La biomasa en el Real Decreto

661/2007

Como se adelantaba en 4.1, la biomasa forestal constituye el subgrupo 6 de la

categoría B. Dentro de ese subgrupo se distinguen tres clases:

1. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente

de cultivos energéticos.


de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías.


de residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones

selvicolas en las masas forestales y espacios verdes.

Según el Real Decreto se concluye que las clases que afectan a este proyecto son

la primera y la tercera. Es decir, se trata de una instalación con hibridación de

combustibles.





4.2.1 Derechos y obligaciones de los

productores

Derechos

Los productores que se benefician de este Real Decreto gozan de los siguientes

derechos:

1. Conectar en paralelo su grupo o grupos generadores a la red de la

compañía eléctrica distribuidora o de transporte.

2. Transferir al sistema a través de la compañía eléctrica distribuidora o

de transporte su producción neta de energía eléctrica o energía vendida, siempre

que técnicamente sea posible su absorción por la red.

3. Percibir por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada

neta en cualquiera de las opciones que aparecen en el artículo 24.1, la

retribución prevista en el régimen económico de este real decreto. El derecho a

la percepción de la tarifa regulada, o en su caso, prima, estará supeditada a la

inscripción definitiva de la instalación en el Registro de instalaciones de

producción en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política

Energética y Minas, con anterioridad a la fecha límite establecida en el artículo

22.

4. Vender toda o parte de su producción neta a través de líneas directas.

5. Prioridad en el acceso y conexión a la red eléctrica en los términos

establecidos en el anexo XI de este real decreto o en las normas que lo

sustituyan.





Obligaciones

Los productores que se benefician de este Real Decreto han de cumplir las

siguientes obligaciones (se describen únicamente las obligaciones que afectan a

los subgrupos objeto de este proyecto):

1. Entregar y recibir la energía en condiciones técnicas adecuadas, de

forma que no se causen trastornos en el normal funcionamiento del sistema.

2. Ser inscritas en la sección segunda del Registro administrativo de

instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4

de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente del Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio, de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 del presente

real decreto.

3. Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10

MW deberán estar adscritas a un centro de control de generación. Los costes de

instalación y mantenimiento de los centros de control de generación, incluyendo

la instalación y mantenimiento de las líneas de comunicación con el operador del

sistema, serán por cuenta de los generadores en régimen especial adscritos a los

mismos.

Dado que las tecnologías enmarcadas dentro del régimen especial pueden volcar

a la red toda su generación en cualquier momento (con excepción de

limitaciones técnicas de estabilidad de la red), estas tres obligaciones son de vital

importancia para la gestión del sistema.





4.2.2 Régimen económico

En este apartado se trata de describir como es la retribución para las plantas de

biomasa. Este apartado sustituye al régimen económico del anterior Real

Decreto de 2004.

4.2.2.1 Retribución por venta de energía

Se puede percibir la retribución según una de las dos opciones siguientes:

Tarifa fija

Ceder la electricidad al sistema percibiendo una tarifa fija en los periodos diarios

y anuales. Es decir, una cantidad fija en céntimos de euro por kilowatio volcado a

la red. El valor viene expresado en la tabla 3 del Real Decreto 661/2007. La Tabla

6 de este documento muestra un extracto de dicha tabla.

Subgrupo Clase Potencia Plazo Tarifa

regulada c€/kWh

Prima de referencia

c€/kWh

Límite Superior c€/kWh

Límite Inferior c€/kWh

b.6

b.6.1

< 2 MW

primeros 15 años 15,889 11,529 16,630 15,410

a partir de entonces 11,793 0,000

> 2 MW

primeros 15 años 14,659 10,096 15,090 14,270


b.6.2

< 2 MW

primeros 15 años 12,571 8,211 13,310 12,090


> 2 MW

primeros 15 años 10,754 6,191 11,190 10,379


b.6.3

< 2 MW

primeros 15 años 12,571 8,211 13,310 12,090


> 2 MW

primeros 15 años 11,829 7,267 12,260 11,440


Tabla 6: Extracto de la tabla 3 del Real Decreto 661/2007. Muestra las retribuciones a la generación.





Se han sombreado las celdas de interés para clarificar los valores de interés. La

columna de interés en este apartado es la titulada “tarifa regulada c€/kWh”, las

tres siguientes serán tratadas en el subapartado siguiente.

Se recuerda que la clase b.6.1 considera las centrales que obtengan su

combustible de cultivos energéticos y la b.6.3 de masas forestales (la b.6.2

contempla la biomasa procedente de residuos agrícolas, por eso no se ha

sombreado).

Es importante resaltar que las retribuciones para b.6.1 son mayores que para

b.6.3, en línea con lo tratado en el apartado 3.4, en donde se decía que el coste

de la biomasa procedente de cultivo energético era mayor que para la

procedente de masas forestales. Al ser mayores, y en aras de incentivar estas

plantaciones, se retribuye más por megawatio generado.

La siguiente clasificación radica en la potencia nominal de la planta. Como se ha

calculado en el proyecto técnico, la potencia nominal de la planta proyectada es

14MWe. Se aprecia como la retribución para plantas mayores de 2 MW es menor

que para las mayores. Esto tiene que ver con el rendimiento global de la planta,

que aumenta al aumentar el tamaño (un valor de rendimiento típico de central

pequeña es 23%, de central grande podría ser 25%).

En cuanto a la actualización temporal de la retribución, es de esperar que la

tecnología evolucione en quince años en cuanto a rendimientos de planta,

aprovechamiento recursos y/o reducción de costes de transporte, por este

motivo se adjudican retribuciones distintas. Pero esta no es la única actualización

tarifaria. En el artículo 44 de dicho Real Decreto se establece una actualización

anual en función del incremento del IPC anual. En dicho documento se ha

establecido que “Los importes de tarifas, primas, complementos y limites

inferior y superior del precio horario del mercado definidos en este real decreto

se actualizaran anualmente tomando como referencia el incremento del IPC

menos veinticinco puntos básicos hasta el 31 de diciembre de 2012 y de

cincuenta puntos básicos a partir de entonces”. Las tabla 7 y 8 y el gráfico 3

muestra la aplicación de estas actualizaciones a horizonte 15 años.





Potencia nominal

1MW

Disponibilidad anual

100%

Horas/año 8760

Retribución para subgrupo

b.6.3

t<15 años 120,571 €/MWh

t>15años 84,752 €/MWh

Duración del proyecto

15 años

Incremento IPC 2%

Tabla 7: Datos de partida del modelo

Con estos datos y suponiendo un incremento del IPC del 2% constante para toda

la duración del proyecto, se generan los ingresos de la tabla 8. Se aprecia la

actualización al IPC así como el cambio del valor de la tarifa en el año quince.

Gráfico 3: Detalle de la retribución obtenida con el modelo de actualización al PC del Real Decreto

900.000

950.000

1.000.000

1.050.000

1.100.000

1.150.000

1.200.000

1.250.000

1.300.000

1.350.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Retribución anual en Euros

CEN

TRA

L D

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IÓN

DE

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2

013

2

014

2

015

2

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2

017

2

018

2

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2

020

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o p

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5 6

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1.0

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.44

8

1.1

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4

1.1

37

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1.1

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1.2

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.76

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1.3

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8

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.20

7

942

.13

0

956

.26

2

970

.60

6

985

.16

5





Retribución a mercado

En este caso, el precio de venta de la electricidad es el precio que resulte en el

mercado complementado por una prima en céntimos de euro por kilowatiohora.

Se establece una prima variable, en función del precio del mercado de

referencia. Para estas, se establece una prima de referencia y unos límites

superior e inferior para la suma del precio del mercado de referencia y la prima

de referencia. Para el caso de venta de energía a través del sistema de ofertas

gestionado por el operador de mercado, así como para los contratos de

adquisición entre los titulares de las instalaciones y los comercializadores cuya

energía es vendida en el sistema de ofertas, el precio del mercado de referencia

será el precio horario del mercado diario. Para el resto de posibilidades

contempladas en la opción b) del artículo 24.1, el precio del mercado de

referencia será el precio que resulte de acuerdo a la aplicación del sistema de

subastas regulado en la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, por la que se

regulan los contratos bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el

suministro a tarifa en el territorio peninsular. La prima a percibir en cada hora, se

calcula de la siguiente forma:

i. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de referencia

comprendidos entre el límite superior e inferior establecidos para un

determinado grupo y subgrupo, el valor a percibir será la prima de referencia

para ese grupo o subgrupo, en esa hora.

ii. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de referencia

inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a percibir será la

diferencia entre el límite inferior y el precio horario del mercado diario en esa

hora.

iii. Para valores del precio del mercado de referencia comprendidos entre el

límite superior menos la prima de referencia y el límite superior, el valor de la

prima a percibir será la diferencia entre el límite superior y el precio del mercado

de referencia en esa hora.





iv. Para valores del precio del mercado de referencia superiores o iguales al

límite superior, el valor de la prima a percibir será cero en esa hora.

La Ilustración 6 muestra como varía la prima en función del valor de casación del

pool.

Ilustración 6: Retribución por venta de energía en mercado. [IDA307]





4.2.2.2 Complemento por energía reactiva

Toda instalación acogida al régimen especial recibe un complemento por energía

reactiva por el mantenimiento de unos determinados valores de factor de

potencia. Este complemento se fija como un porcentaje (tabla 9), en función del

factor de potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441 c /kWh,

que se revisa anualmente. El valor fijado para el periodo 2010 en la Orden

ITC/3519/2009, de 28 de diciembre aplicable a partir del 1 de Enero de 2010,

resulta ser 8.2954 c€/kWh. El mismo dato para 2009 fue 8.3717 c€/kWh. Es un

dato estimado a partir de los principales índices nacionales, en concreto a partir

del incremento del IPC. Las franjas horarias a las que se refiere en la Tabla 9 se

encuentran descritas en la Orden de 12 de Enero de 1995, y son 4 horas para el

periodo punta, 12 para llano y 8 para valle.

Tabla 9: Tabla resumen de valores del factor porcentual para el cálculo del complemento por reactiva según RD 661/2007





4.2.2.3 Desvíos en potencia

Los desvíos en potencia se definen como la diferencia en valor absoluto entre la

producción real y la previsión. Se computan únicamente en caso de ser dicha

sustracción mayor del 5% de la previsión. El desvío constituye una penalización

tanto si es por exceso como por defecto, pues contribuye a la inestabilidad del

sistema.

4.2.2.4 Complemento por garantía de potencia

Este complemento pretende primar a los productores por contribuir a la

estabilidad del sistema. En el caso de la biomasa, se trata de una energía

gestionable, y por tanto se puede garantizar la generación (al contrario que la

eólica o solar, que dependen de las condiciones ambientales). La retribución

percibida es de aproximadamente 2 €/MW de potencia instalada.

Esta es solo aplicable a las instalaciones que van a mercado. Esto es así porque

las centrales que opten por la retribución a tarifa fija, ya están clarificando que

producirán al 100% siempre que les sea posible técnicamente.




HIPÓTESIS DE PARTIDA - 66 -

5. HIPÓTESIS DE

PARTIDA





El presente proyecto parte de la intención de construir una planta de generación

eléctrica con mediante la combustión de biomasa procedente de chopo. El

emplazamiento elegido se encuentra en el término municipal de Las Damas,

Ávila. Como se aprecia en la ilustración 6, se trata de una zona con gran densidad

forestal. Se estima una disponibilidad de 400 mil toneladas anuales en un radio

de 50 kilómetros.

Ilustración 7: Detalle del emplazamiento del la planta y recursos forestales disponibles [GOOG10]

La zona se encuentra casi sin explotar, permitiendo unos precios competitivos,

(acordes con la demanda actual). Además, las autoridades públicas provinciales

están llevando a cabo un plan de incentivación de negocio en esta zona, lo cual

facilita las tramitaciones (diputación de Ávila).

Se pretende ingresar en el mercado local adquiriendo el 25% de los recursos

anuales disponibles en la zona. Esto supone la compra de 100 mil toneladas de

chopo anuales. A pesar de tratarse de una zona de amplios recursos, y para

protegerse ante repentinas subidas de precios, se va a llevar a cabo una

estrategia de hibridación de recurso con la inclusión de un cultivo energético de

chopo. Como se adelantaba en 3.4, el coste de biomasa en cultivos es mayor que

el proveniente de masas forestales, pero al no ser mucho mayor permite, dado

que se conoce el precio, establecer un techo de valor de compra de biomasa





forestal, evitando así el menguar la rentabilidad del proyecto. La aportación de

cultivo energético supone el 30% de la demanda anual de potencia, siendo

entonces el total de biomasa demandada de 142.857 Tm/año.

Una vez conocida la disponibilidad del recurso se procede a dimensionar la

planta. Conociendo el poder calorífico del chopo (con 20% de humedad) se

calcula la potencia que va a aportar la biomasa a la planta. En esta tecnología se

logra un rendimiento del 25% para calderas de parrila móvil. La Tabla 10 muestra

los cálculos pertinentes. El chopo será astillado, triturado y dejado secar antes de

entrar en la caldera para su combustión. En este proceso se suponen pérdidas

energéticas nulas pues del recurso se aprovecha su totalidad. El proceso de

secado dura entre 15 días en verano a dos meses en invierno. Durante esta fase

la biomasa reduce su humedad desde un 50% hasta un 20% en el almacén de la

planta (mirar plano ubicación). En este proceso la madera no pierde energía

aunque se reduzca su densidad, sencillamente la humedad se evapora y se eleva

su PCI.

Total combustible Tm/año 142857,143

PCI chopo (20% humedad) Kcal/kg 2950

Potencia input a la planta, MW 56,1079854

Rendimiento eléctrico 25%

Potencia Nominal de la Planta, MWe 14,00

Tabla 10: Determinación capacidad nominal de la planta




PROYECTO ECONÓMICO - 69 -

6. PROYECTO

ECONÓMICO





Este capítulo analiza todos los flujos económicos predecibles existentes. Como

este es el propósito, la división en apartados se ha hecho según la naturaleza de

estos flujos, concluyendo con los análisis pertinentes.

La mayoría de los flujos que se estudian se pueden aseguran con bastante

certeza, pues se tiene experiencia en esta tecnología. Quizás el elemento que

más puede fluctuar durante el periodo de vida de la central es el precio del

combustible, pero gracias al cultivo energético se conoce el precio máximo o

techo. Aun así, en 6.3 se ha realizado un estudio de sensibilidad ante cambios.

Ahí se analiza, entre otras cosas, el impacto en la rentabilidad del proyecto de

fluctuaciones en los precios de biomasa.

Este estudio económico vino precedido por un breve estudio descrito en el

apartado 5. Este estudio inicial breve es de extrema importancia para

dimensionar la planta.





6.1 Descripción de los flujos económicos

6.1.1 Inversión

La inversión inicial total será de 39.200.000 euros, desglosados según los

siguientes conceptos:

Euros

Caldera 16.131.687

Turbogrupo 8.711.111

Equipos mecánicos 4.678.189

Equipos eléctricos 6.130.041

Obra civil 3.548.971

TOTAL 39.200.000

Tabla 11: Desglose de coste de equipos de la planta

6.1.2 Ingresos

6.1.2.1 Venta de energía

Los ingresos por venta de energía vienen dados en el RD 661/2007. Como se

adelantaba en 4.2.2.1, se puede optar por retribución a tarifa fija o a

mercado+prima. Dadas las volatilidad que caracteriza el mercado, que puede

ocasionar unos ingresos menores de los mínimos necesarios, se ha optado por la

tarifa fija. Se trata de una instalación con hibridación de combustibles (clase

b.6.1 y b.6.3 del RD 661/2007). Al ser la tarifa diferente, los ingresos se ponderan

al porcentaje de consumo de cada uno de los combustibles. Entonces:

€ / MWh

Biomasa Forestal (70%) 126,299 Biomasa Cultivo Energético (30%) 156,509

Promedio ponderado 135,362 Tabla 12: Tarifa por venta de energía según RD 661/2007

Se estima que la planta va a permanecer en servicio el 90% del año (7884 horas).

No toda la potencia generada es volcada a la red, se estima que un 12% de la





producción será necesaria para los servicios auxiliares, por tanto la retribución

percibida anualmente:

Potencia planta (MW) 14 Disponibilidad anual planta 7884 Producción total en bornes del alternador

14.940.716

12% de autoconsumo 1.792.885

Retribución total /año 13.147.830 € Tabla 13: Retribución por venta de energía





6.1.2.2 Complemento por energía reactiva

Según se describe en 4.2.2.2, es posible obtener una prima por mantener un

valor de potencia reactiva especificado. Este valor es 82.594 para 2010, se va a

extrapolar a los 15 años de vida de la planta. Dadas las características del

alternador, el factor de potencia es controlable y por tanto es posible optar a la

máxima prima, +8% en punta, +4% en llano y +8% en valle. Entonces:

Punta Llano Valle

Porcentaje máximo 8% 4% 8%

Horas/día en invierno 4 12 8

Horas/día en verano 4 12 8

Promedio anual de horas/día

4 12 8

Promedio anual de horas/ 16,67% 50,00% 33,33%

Coeficiente €/MWh RD 82,954

Retribución 122.081 € 183.122€ 244.163 €

Total 549.367 €

Tabla 14: Retribución por reactiva según RD 661/2007





6.1.2.3 Desvíos en potencia

Tal y como se describe en 4.2.2.3, se trata de una penalización. Se incluye en el

apartado de ingresos pues es un concepto de la misma naturaleza que los dos

anteriores es decir, se contabiliza en función de la generación. De ocurrir estos

desvíos, serían por averias o paradas de mantenimiento no programadas, por

tanto no es predecible. La experiencia dice que un valor coherente es 1€/MWh

generado. Entonces:

Potencia Nominal Planta MW 14 Horas de generación/año 7884 Capacidad de generación promedio 100,00% Producción anual bruta( MWh) 141.912 Prima por desvíos € / MWh 1 Penalización, Euros 110376

Tabla 15: Estimación de la penalización por desvíos en potencia





6.1.3 Costes

6.1.3.1 Combustible

El combustible representa el componente crítico de los costes. El análisis de

sensibilidad del apartado 6.3.1 muestra la dependencia con la rentabilidad del

proyecto. No existe un mercado centralizado de biomasa. Esto es así porque

nadie produce biomasa porque no hay demanda. Los únicos datos conocidos se

corresponden con mercados locales. En estos mercados los precios dependen de

la demanda del momento. Si no se conocen los precios actuales, todavía menos

los futuros. Esto supone correr el riesgo de una subida masiva no prevista. Para

acotar el precio al que se va a adquirir la biomasa se ha provisto la instalación

con un cultivo energético.

Se podría dar el caso de que los precios de la biomasa forestal nunca superaran

los del cultivo. En tal caso se vendería la producción del cultivo a una tercera

parte como “madera de alta calidad”.

La biomasa recién llegada a la planta contendrá un alto porcentaje de humedad.

Será almacenada en la nave pertinente durante un tiempo que variará entre 15

días en verano y varios meses en invierno.

Después de permanecer este tiempo en fase de secado, se conseguirá reducir el

grado de humedad hasta el 20%. Para reducir más ese valor se necesitaría una

instalación específica que no tiene sentido para esta aplicación. La

Tabla 16 pretende establecer unos precios por tonelada con el 20% de humedad.

Euros/tonelada (20% humedad)

Cultivo Energético (30%) 65,00 Residuos Forestal (70%) 40,00 Promedio 47,50

Tabla 16: Estimación precios biomasa forestal y cultivada





Conocidos éstos, el coste económico anual resulta de la multiplicación del precio

por tonelada por las necesidades anuales de biomasa, tal y como muestra la

Tabla 17.

Combustible Necesario t/año 142.857 Coste anual del combustible, Euros 6.785.714

Tabla 17: Coste anual del combustible





6.1.3.2 Operación

Los constes de operación de la planta son los asociados al personal que vela por

el buen funcionamiento. La planta ha de estar controlada por dos personas en

todo momento, quienes desde la sala de control supervisan todos los parámetros

pertinentes. Se estima un salario mensual bruto de 1.500 € para los operarios de

control, y una jornada laboral para cada uno de ellos de 40horas/semana:

Operarios de control

Número de operarios las 24h 2

Salario mensual 1.500 €

Número de pagas/año 14

Salario anual 21.000 €

Horas/semana 336

Horas/semana.empleado 40

Número de operarios 9

Total/año 189.000 € Tabla 18: Desglose sueldos operarios de control

Es necesario un jefe de planta con experiencia en la tecnología para tomar las

decisiones en cuanto a programación de mantenimientos, modificación de

planes de abastecimiento, programa de generación, etc. Esta persona acudirá de

Lunes a Jueves a la planta.

Jefe de Planta

Salario mensual 2.000,00 € Numero de pagas/año 14 Total/año 28.000,00 €

Es necesario también un administrativo para las gestiones pertinentes.

Administrativo

Salario mensual 1500 Número de pagas 14 Total/año 21000

Sumando los tres conceptos resultan 238.000 euros anuales.





6.1.3.3 Mantenimiento

El mantenimiento preventivo supone la mejor inversión para asegurar el buen

funcionamiento de la planta. Se programarán paradas para dichas labores,

suponiendo los costes equivalente por componentes mostrados en la Tabla 19

(los descuentos por energía no suministrada se han imputado en la partida venta

de energía, en la cual se ha supuesto la planta funcionando 7884 horas anuales

en lugar de las 8760 que tiene el año).

Caldera 100.000,00 € Turbina 50.000,00 €

Total/año 150.000,00 € Tabla 19: Costes de mantenimiento preventivo por componentes





6.2 Análisis económico

Todos los flujos económicos descritos en 6.1 se mantienen constantes durante el

periodo de vida de la central. Para hacer un modelo económico lo más real

posible se van a actualizar los flujos según el índice nacional de precios al

consumo (IPC) siguiendo la fórmula siguiente:

Siendo:

i : año del proyecto, de 0 a 15 años

A: valor porcentual de la tasa de retorno

Tras ejecutar el modelo se obtienen los resultados de la Tabla 20. Aunque la

duración del proyecto es de 15 años, se ha calculado también para 25 y 30 años

para mostrar como el TIR no crece demasiado y por tanto, prolongar el proyecto

no constituye una alternativa dado el riesgo que se corre al hacerlo.

15 años 25 años 30 años

VAN 64.526.148 68.140.981 67.849.063

TIR 15,22% 15,35% 15,36%

Tabla 20: Rentabilidad global del proyecto

CEN

TRA

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24

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37

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7

Costes

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1:

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6.3 Análisis de sensibilidad

Cuando se trata de realizar inversiones y negocios a medio y largo plazo, una

herramienta de análisis muy útil es un estudio de sensibilidad. Hacer una previsión de

cómo puede evolucionar la rentabilidad de la inversión si los parámetros clave

cambian de valor a lo largo del tiempo.

El estudio económico del apartado anterior hace una serie de hipótesis. Se han

variado los precios del combustible (biomasa), la previsión de incremento de IPC

futuro (a modo de recordatorio, en el estudio económico se actualizan los flujos

económicos futuros a la previsión de incremento de IPC), también se ha estudiado la

rentabilidad del proyecto ante variaciones de las horas anuales de funcionamiento

anual de la planta. El resto de conceptos que afectan a la rentabilidad global del

proyecto son fielmente conocidos. Los siguientes apartados describen el análisis y

evalúan los límites que harían el proyecto económicamente inviable.





6.3.1 Variaciones del precio de la biomasa

Tal y como se adelantaba en 6.1.3.1, el combustible es el componente crítico de los

costes y por tanto el flujo económico que guarda una relación más acusada con la

rentabilidad del proyecto. El Gráfico 4 refleja esta relación.

Gráfico 4: Sensibilidad de la rentabilidad del proyecto frente a variaciones de precio en el combustible

Observando el gráfico se comprueba que existen una relación lineal entre el precio

del combustible y el VAN del proyecto. En cuanto a la TIR, la relación se puede

aproximar por una recta sin cometer demasiado error. La dependencia con respecto

al VAN es de aproximadamente 2.5 M€ cada incremento de un euro en el precio por

tonelada, en cuanto a la TIR es medio punto porcentual cada incremento unitario de

precio la tonelada, relaciones muy abruptas. Se podría llegar a VAN y TIR negativo

con una subida hasta 73 euros la tonelada de biomasa forestal. En este proyecto se

dispone de un cultivo energético que establece el límite superior de 65 euros la

tonelada, que sitúa la TIR en torno al 6% y el VAN en 21 Millones de Euros. Los

precios de biomasa forestal superiores a 65 euros obligarían a consumir biomasa del

cultivo al 100%.

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

18 22 26 30 34 38 42 46 50 54 58 62 66 70 74 78 82

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Combustible, Euros/tonelada

TIR

, %

Sensibilidad ante el combustible

VAN

TIR

50

Previsión

62 66

Límite sup.





6.3.2 Variaciones del incremento anual del IPC

futuro

Como se adelantaba en la introducción de 6.3, los flujos económicos se actualizan

según el incremento del IPC. Es por esto que analizar que ocurre con la rentabilidad

del proyecto al variar la previsión de este índice sea de vital importancia.

Gráfico 5: Rentabilidad del proyecto vs. Desviaciones del incremento del IPC futuro

Como se puede observar en el gráfico, el valor actual neto varía de forma

exponencial. Esto es así porque el algoritmo matemático que actualiza los flujos

económicos es de la forma de ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., en

a cual para el análisis de sensibilidad se trata de una variable elevada a una potencia

constante, es decir una gráfica exponencial.

El incremento del IPC de un país, que en este caso aplica el de España, ha sido

superior a cero puntos porcentuales desde que se registra este índice. Únicamente

en 2010 ha sido ligeramente inferior a cero, como consecuencia de la difícil situación

económica que traspasa el país. Es posible entonces establecer el límite inferior de

dicho índice en 0.5 puntos porcentuales negativos, obteniendo una TIR por encima

del 11%.

48

48

49

49

50

50

51

-10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14

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VA

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TIR

, %

Incremento del IPC futuro

VAN

TIR

2

Previsión





6.3.3 Sensibilidad ante paradas no

programadas

En 6.2 se han estimado 7884 horas (90% año) anuales de funcionamiento de la

planta. Aunque esta previsión no es en ningún caso optimista pues proviene de la

experiencia sobre otras plantas ya existentes, es necesario conocer la dependencia

existente entre las horas anuales de funcionamiento y la rentabilidad del proyecto.

Como se puede apreciar en el Gráfico 6, el proyecto tendría pérdidas en caso de no

poder disponer de la planta más de en torno al 65% (64.785% o 5675 horas en un

año). Esto representa un desvío de un 35% sobre la previsión, quedando demostrada

la improbabilidad, por no decir imposibilidad de ocurrencia de este supuesto*.

Gráfico 6: Rentabilidad del proyecto vs. horas de funcionamiento anual

El valor de la TIR para valores menores de 60% no es calculable, es por esto que este

valor aparece como nulo para porcentajes menores al mencionado. El gráfico

muestra una dependencia aproximadamente lineal con respecto a la TIR de medio

punto porcentual cada punto porcentual de desvío sobre la previsión. El hecho de

que se trate de una relación lineal es de esperar pues si se mantienen todos los flujos

económicos constantes salvo aquel al que le afecte las horas de funcionamiento, es

decir los ingresos por venta de energía y el complemento por energía reactiva se

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

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N, M

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s

Porcentaje de horas de operación anual

TIR

, %

Sensibilidad ante paradas

VAN

TIR

90

Previsión





puede comprobar que dicho flujo resulta de multiplicar el precio por megawatio

(€/MWh) por la potencia de la planta (MW) y por las horas de funcionamiento (h).

Como los dos primeros son constantes y el segundo es forzado a variar linealmente

(10% cada vez) resulta un flujo lineal, que sumado al resto (constantes) resulta un

VAN que varía linealmente.

*Podría ocurrir que en un año cualquiera la planta se averiara por varios meses. Esto

supondría una muy importante bajada de la suma de horas de funcionamiento de ese

año, pero al incorporarlo al promedio de los quince años de duración de la

instalación, esta reducción se vería “diluida” a un valor mucho menor. Tomando

como límite de desvío sobre la previsión un 5% anual, es decir unas 400 horas menos

de lo previsto, la TIR del proyecto sobrepasa el valor del 10%, valor aceptable para el

proyecto.

Es muy frecuente comprar el combustible necesario para un periodo al principio de

dicho periodo (contrato a futuro), es decir comprar “para hoy y para un futuro”. Esto

es muy utilizado pues el proveedor se ve libre de riesgos de disminución de ventas y

por tanto ofrece descuentos sobre el precio. El Gráfico 6: Rentabilidad del proyecto

vs. horas de funcionamiento anual ha sido calculado con dicha hipótesis. Los

escenarios de dicho gráfico con más del 90% no son reales puesto que la biomasa

comprada es para 90%

Lo cierto es que aunque se compre biomasa en exceso, este coste no va a ser

desperdiciado, es decir, que es posible revenderla a otra central, a la industria del

papel, etc. Esta práctica es muy común en las centrales de ciclo combinado, si quedan

fueran en la casación del mercado, revenden el gas.

En el Gráfico 7 se aprecia como el escenario difiere del anterior. Para un mismo

porcentaje de funcionamiento de la planta se obtienen mayores rentabilidades. Se

aprecia también como para el 90% de funcionamiento los valores de VAN y TIR son

los mismos. El valor que separa las rentabilidades de las pérdidas es ahora del 43%,

es decir un 52% de desvío sobre la previsión.





Gráfico 7: Rentabilidad del proyecto vs. horas de funcionamiento anual con venta de combustible sobrante

En este caso la dependencia horas de funcionamiento-TIR es de un cuarto de punto

de rentabilidad cada punto de incremento de porcentaje de operación anual. Este

valor es la mitad que en la hipótesis anterior, lo que representa un escenario mucho

más atractivo que el anterior.

Es cierto que sería complicado revender la madera al mismo precio de compra

(escenario segundo) pero no es cierto que no se pueda vender (escenario primero),

por tanto el escenario más realista se encuentra en un punto intermedio de ambos,

definido por el precio de venta logrado. Se ha de tener en cuenta que revender la

biomasa a un precio inferior supondría vender más barato que los productores del

recurso, y por tanto sería muy sencillo cerrar la operación de reventa a un precio por

encima del 90% del precio de adquisición. Por tanto el escenario real se encuentra

más próximo al segundo que al primero.

Se concluye por tanto que mientras que la planta opere de promedio (de los 15 años

de vida) más de un 50% el proyecto será rentable.

-20

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10

20

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Porcentaje de horas de operación anual

TIR

, %

Sensibilidad ante paradas sin contrato a futuro VAN

TIR

90

Previsión




PROYECTO TÉCNICO - 87 -

7. PROYECTO TÉCNICO





7.1 Objetivos técnicos Este proyecto tiene por objeto la instalación de una central de generación eléctrica

de 14,0 MWe brutos, que utilice como combustible biomasa (astillas).

De acuerdo con los subgrupos b.6.1 y b.6.3 de Real Decreto 661/2007 descritos en

4.2 se trata de una Central híbrida que utiliza como combustible principal biomasa

procedente de aprovechamientos forestales y cultivos energéticos.

Esta planta supondrá la ventaja de un aprovechamiento energético integral de la

biomasa, que procederá de residuos forestales procedentes de tratamientos de

limpieza, regeneración, cortas de mejora (claras, clareos), podas y cortas finales y

cultivos energéticos forestales, así como de cultivos energéticos.





7.2 Proceso industrial

La Central está diseñada para ser capaz de producir 14,0 MW eléctricos de forma

continua a lo largo de 7884 horas/año (90% del año) mediante la combustión de 142

mil toneladas anuales brutas de biomasa (astillas con 20% de humedad).

Estará equipada con sus correspondientes sistemas de manejo de combustible y de

depuración de gases.

Dicha Planta dispondrá de un ciclo de vapor convencional, con una turbina a

condensación y un circuito cerrado de refrigeración mediante torres de tiro mecánico

de potencia térmica total de 34 MW térmicos.

El vapor producido en la caldera a unas condiciones de 62 bar(a) y 485ºC, se expande

en la turbina hasta una presión de condensación de 0,08 bar(a) aproximadamente. El

vapor de escape de la turbina es recogido en el condensador tubular, pasando a fase

líquida al ceder su calor latente al agua de circulación que lo refrigera.

Del condensador aspiran las bombas de condensado que envían el agua al

desgasificador.

El agua recogida en el tanque de almacenamiento del desgasificador es impulsada

hacia la caldera por las bombas de agua de alimentación; de esta manera se cierra el

ciclo agua-vapor.

La energía eléctrica que genere la nueva instalación será vertida directamente a la

red de media tensión.





7.3 Descripción de la instalación

Siguiendo la secuencia del proceso de la Planta de biomasa, a continuación se

detallan las instalaciones de que consta esta Central.

7.3.1 Caldera de combustión de biomasa

El generador de vapor será una caldera acuotubular de circulación natural, con las

siguientes prestaciones:

Producción nominal de vapor (Tm/hora) 60,41 Presión de vapor (bar(a)) 62 Temperatura vapor (ºC) 485 Temperatura agua de alimentación 45 Consumo nominal biomasa (Tm/h) 18,120 Rendimiento (%) 88 Emisión CO (6% de O2 chimenea) ppm 500 Emisión partículas (6% de O2 chimenea) mg/Nm3 5

Tabla 22: Parámetros caldera de combustión de biomasa

La caldera consta de los siguientes sistemas:

- Parrilla

Se suministran dos secciones de parrilla, para la combustión de la Biomasa, una fija y

una móvil.

Sobre el primer tramo de la parrilla, que es fijo, se alimenta el combustible suelto que

sirve para iniciar el proceso de ignición.

Desde la parrilla fija, la biomasa que ha comenzado a quemarse pasa a la parrilla

donde tiene lugar la combustión total. Sus movimientos vibratorios aseguran el

transporte seguro de cenizas y escorias hasta el punto de evacuación.

Tanto la sección fija, como vibratoria son refrigeradas por aire, lo que tiene las

siguientes ventajas:





Las superficies de la parrilla están relativamente frías y la formación de

escorias es mínima.

-Los costes de operación debido al consumo eléctrico son menores.

-La erosión de los elementos de la parrilla es menor, por lo que los costes de

mantenimiento son más bajos.

La caldera de vapor se diseña y optimiza para quemar astillas de madera.

- Calderín de vapor

El calderín colector de vapor y distribuidor del agua estará constituido por una

envolvente cilíndrica y dos fondos abombados e irá situado en la parte superior de la

caldera, totalmente protegido de transmisión de calor por radiación y convección. En

su interior se alojarán las pantallas deflectoras para separación final del vapor y

tuberías adecuadas para la distribución del agua de alimentación e inyección química

y extracción de purga continua. La inyección química asegurará una mezcla adecuada

de los productos químicos en el interior del calderín.

- Evaporador con circulación natural

El haz de evaporación estará formado por un bloque de serpentines de tubos

verticales emplazados en el segundo paso de gases, unidos a los tubos de caldera

mediante soldadura.

- Sobrecalentador

Se trata de un sobrecalentador de vapor, dispuesto en dos secciones o cuerpos,

montaje suspendido desde los colectores de entrada y salida de cada sección, los

cuales, a su vez, están soportados por la estructura tubular de la caldera.

El sobrecalentador se emplaza en la zona superior de la caldera, detrás de la reja

tubular que permite el paso de los gases procedentes del hogar y delante del haz de

vaporización.





- Economizador

Se instalará un economizador montado en la parte posterior de la caldera a la salida

de humos de la misma, estableciendo la circulación de agua a contracorriente de los

gases de combustión. Está compuesto por un conjunto de bloques de serpentines de

tubos de acero lisos de pequeño diámetro.

- Equipo de limpieza de hollín

Conjunto de sopladores de hollín, de toberas múltiples, de tubo giratorio de acero,

destinados a la limpieza de las superficies de calefacción, incluyendo

motorreductores de accionamiento, válvulas de cierre y retención, tubo de soplado,

soportes, acoplamientos etc.

- Bombas de agua de alimentación

Dos bombas del 100% de capacidad para alimentación del agua a caldera.

- Tanques de purga continua y discontinua

Tanques de purga, dimensionados de acuerdo al código ASME y de tipo vertical,

incluyendo:

- Tubería y válvulas del sistema de purga.

- Intercambiador para refrigeración de la purga.

- Instrumentación asociada.

- Sistema de dosificación química

Una unidad de dosificación de fosfatos, incluyendo:

- Depósito con mezclador.

- Dos bombas dosificadoras.

- Válvula de seguridad.

Una unidad de dosificación de hidroquinona o similar, incluyendo:

- Depósito con mezclador.





- Bomba dosificadora.


- Chimenea

Chimenea de 40 metros de altura, con su correspondiente plataforma para toma de

muestras y un sistema de medición de emisiones (O2, NOx, SO2, CO y partículas).

- Sistema de aire de combustión

Por medio del ventilador de tiro forzado se introduce el aire de combustión a la

caldera. El aire es conducido a un precalentador aire-gases.

Después de este precalentador, el aire se divide en aire de ignición, aire primario y

aire secundario.

A través de un medidor de caudal y mediante un damper de regulación neumática, el

aire de ignición se conduce al área de influencia de la parrilla fija.

De igual forma, el aire primario se conduce por medio de damper actuado por un

medidor de caudal a la cámara de aire primario debajo de las parrillas. La distribución

deseada a lo largo de la longitud de la parrilla se realiza mediante toberas.

El aire secundario, regulado por dampers, se introduce en el hogar a través de

toberas.

- Sistema de gases

Los gases calientes producidos por la combustión de la biomasa se conducen a través

de los pasos de caldera, y en ellos entran en contacto con los sobrecalentadores.

Después de este paso se conducen al economizador.

Tras dejar el economizador, los gases se conducen a los precalentadores de aire, el

filtro de mangas, el ventilador de tiro inducido y la chimenea.

La depresión en la cámara de combustión es de aproximadamente 300 Pa y es

controlada con el ventilador de tiro inducido.





- Aislamiento de caldera

El aislamiento de las paredes de caldera es una combinación de lana mineral y

alambres unidos a corchetes de 6-10 mm de diámetro y asegurado de los esfuerzos

del metal.

El revestimiento se hace con lámina trapezoidal galvanizada, que asegura un especial

refuerzo con juntas de expansión entre los pernos de sujeción.

La caldera se aísla de forma que la máxima temperatura de la superficie externa sea

de 60°C medida a un metro de la superficie y bajo cualquier condición de carga, con

una temperatura ambiente que no supere los 25°C.

Se puede dar un pico de temperatura en algún punto de la superficie sin producirse

daños. El aislamiento de conductos se hace con una manta de lana de roca, y malla

de acero protectora. El revestimiento se hace con chapa de acero galvanizado de,

asegurando un especial reforzamiento. En el aislamiento se consideran todas las

juntas de expansión necesarias.

Las partes no refrigeradas del sistema, que están expuestas a una alta carga térmica,

se aislarán con refractario libre de asbestos.





7.3.2 Turbina de vapor y condensador

El vapor producido en la caldera se expandirá en una turbina a condensación,

convirtiéndose su energía térmica en mecánica provocando el giro del eje de la

turbina, este giro es transmitido al eje del alternador que transforma la energía

mecánica en eléctrica.

Se instalará un turbogrupo de vapor a condensación, de 14,2 MW de potencia

eléctrica bruta, con una extracción controlada de vapor a 4,0 bar(a) para enviar al

desgasificador y una presión de condensación de 0,08 bar(a).

Los componentes que integrarán este sistema son los siguientes:

- turbina de vapor,

- alternador eléctrico para generar a 6.3 kV,

- condensador de vapor a 0,08 bar(a) y sistema de vacío,

- bombas de condensado.

Se trata de una Turbina de vapor a condensación con datos técnicos de

funcionamiento de la Tabla 23.

Presión vapor de admisión (bar(a)) 60 Temperatura vapor admisión (ºC) 485 Caudal vapor admisión (Tm/h) 60,41 Presión de extracción (bar(a)) 4 Presión de condensación (bar(a)) 0,08 Temperatura condensación (ºC) 41,5 Potencia output máxima (MWe) 14,2

Tabla 23: Parámetros turbina de vapor

La turbina de vapor es multietapa, para acomodar las diferentes expansiones. Para

mantener una correcta conexión con los dientes del reductor en todos los puntos de

funcionamiento, se utilizan acoplamientos flexibles entre el rotor de la turbina y el

eje del reductor, y entre éste y el generador. Los equipos principales de la turbina

son:





- Sistema de vapor

La turbina va provista de un tamiz para retener las posibles impurezas en el vapor de

entrada a la turbina. La válvula de parada de emergencia situada en la entrada de

vapor a la turbina conecta con la entrada de la válvula de admisión. Esta válvula de

admisión, a su vez incorpora una válvula para el arranque y otra para el

funcionamiento normal. El pistón que acciona la válvula se carga con un muelle que

permite el suministro del aceite de control al circuito.

La válvula de admisión está montada en la parte superior de la cubierta de la turbina

de vapor.

La válvula de extracción es de construcción similar a la válvula de admisión y también

tiene tres válvulas de control vinculadas mecánicamente según las indicaciones del

controlador.

- Sistema de vapor de sellado

Un sistema de sellado tipo laberinto permite que no haya fugas entre el eje del rotor

y la cubierta. Este sistema de sellado está equipado con unos anillos de metal

cortados en segmentos, o con aletas en la parte interna del anillo. Una vez montados

los anillos, el vapor de sellado tiene un camino laberíntico que hace que disminuya su

presión, incrementando su volumen, evitando así fugas de vapor.

- Sistema de aceite de lubricación

El sistema de aceite de lubricación está equipado con tanque de almacenamiento,

bomba principal, bomba auxiliar eléctrica, bomba de emergencia, microfiltros, rejillas

en la aspiración de las bombas principal y auxiliar, intercambiadores de carcasa y

tubo con válvula termostática que permite, o no, el paso al intercambiador. Otros

accesorios también incluidos son las válvulas de regulación, placas de orificio e

instrumentación.





- Sistema de aceite de control

El sistema de aceite de control está formado por la bomba principal, auxiliar o de

emergencia, filtros e intercambiadores de carcasa y tubo. Su misión es distribuir

aceite de control a los distintos actuadores hidráulicos de la turbina.

7.3.3 Condensador

Las características del condensador se muestran en la

Tabla 24.

Presión condensador (bar(a)) 0,08 Potencia calorífica evacuada (MW) 35,8 Caudal de agua de refrigeración m3/h 3080,91 Temperatura entrada agua (ºC) 38 Temperatura salida agua (ºC) 28

Tabla 24: Parámetros del condensador

El condensador irá equipado con un eyector para el arranque con silenciador, dos

eyectores de vapor para el sistema de vacío (cada eyector irá provisto de válvulas de

aislamiento), dos bombas de condensado centrífugas y horizontales, transmisor de

nivel y válvulas de control, manómetros y termómetros locales, válvula de alivio, y

tubería de interconexión, filtros y accesorios.





7.3.4 Combustible y sistema de

almacenamiento

El combustible a utilizar será biomasa forestal en forma de astillas con propiedades

características de PCI 2950KJ/Kg y 20% de humedad.

La planta contará con una primera parte donde se realizará el tratamiento, reducción

y almacenamiento de la biomasa. Se prevé un sistema compuesto de:

- Mesa de recepción.

- Triturador.

- Sistemas de transporte (cintas transportadoras).

- Criba.

- Silos de almacenamiento.

La capacidad de este sistema será la necesaria para el correcto funcionamiento de la

caldera, y se definirá en función de la autonomía de funcionamiento y logística de

recepción de biomasa en la planta.





7.3.5 Sistema de refrigeración

Este sistema tiene la misión de refrigerar el condensador, el generador y el sistema

de aceite de lubricación y de control de la turbina de vapor.

La torre se construirá con estructura metálica galvanizada en caliente con

cerramiento de paneles de poliéster reforzado con tejido de fibra de vidrio y virolas

con difusor en poliéster reforzado con fibra de vidrio.

El relleno será de tipo goteo compuesto por parrillas de salpicadura de alta eficiencia

y gran robustez, realizadas en polipropileno.

El sistema de distribución estará formado por un colector principal en poliéster

reforzado y por colectores secundarios de PVC, dotados de registros para facilitar su

limpieza.

Los separadores de gotas están formados por paquetes de placas de PVC

autoextinguible, se colocarán inmediatamente encima de los tubos colectores de

reparto cubriendo la totalidad de la sección de paso de aire.

Los grupos motoventiladores estarán compuestos por ventiladores axiales con palas

regulables en poliéster, accionados por motores eléctricos situados fuera del difusor,

dotados de un dispositivo antirretorno e interruptores de vibración.

Las torres de refrigeración tendrán las características

Potencia a disipar (MWt) 35,8 Temperatura de entrada del agua (ºC) 38 Temperatura de salida del agua (ºC) 28 Agua de refrigeración generador (m3/h) 70 Agua de refrigeración aceite (m3/h) 36,4 Agua de refrigeración condensador (m3/h) 3081

Tabla 25: Parámetros de las torres de refrigeración





7.3.6 Desgasificador

Para cerrar el ciclo de vapor se va a instalar un desgasificador, al cual irán la corriente

de condensado de la turbina de vapor, la corriente de extracción de vapor de la

misma turbina, la corriente de aporte de agua desmineralizada y la purga de la

caldera. Los datos técnicos del desgasificador y depósito de agua de alimentación se

muestran en la

Tabla 26.

Presión de operación (bar(g)) 0,3 Temperatura de operación (ºC) 105 Presión de diseño (bar(g)) 6 Temperatura de diseño (ºC) 250 Capacidad de almacenamiento (m3) 20 Contenido en oxígeno output (ppb) 7 Sobreespesor de corrosión (mm) 1

Tabla 26: Parámetros desgasificador

El desaireador-calentador tipo “pulverización-borboteo” está fabricado en acero al

carbono SA-516-Gr70 y las válvulas de pulverización en acero inoxidable A-743CF8M.

El agua a desgasificar, se introduce en la cabeza desgasificadora por la parte superior,

a través de boquillas pulverizadoras, que atomiza el agua en el seno de la cabeza

desgasificadora.

El desgasificador estará dotado de los siguientes dispositivos:

- Cabeza desgasificadora.

- Válvulas pulverizadoras.

- Condensador de venteo.

- Depósito cilíndrico horizontal.

- Conexionado entre cabeza y depósito.





- Conexiones para entrada de vapor, agua a desgasificar, alimentación a bombas de

caldera, drenaje, válvula de seguridad, válvula rompedora de vacío, controlador de

nivel, termómetro, manómetro, transmisor de temperatura e indicador de nivel

visual.

- Válvula anti-vacío.

- Válvula de salida de incondensables.


7.3.7 Planta de Tratamiento de Agua

La planta de tratamiento de agua tiene la misión de producir el caudal de agua

desmineralizada necesario para abastecer a la caldera de biomasa mediante resinas

de intercambio iónico más lechos mixtos. Además suministrará el agua necesaria

para la refrigeración de los diferentes equipos (agua filtrada).

Los requerimientos para el agua desmineralizada teniendo en cuenta que alimentará

a una caldera de 65 bar son:

- Conductividad inferior a 1 μs.

- Sílice inferior a 20 ppb.

- Sodio inferior a 10 ppb.

- Sin dureza.

El tratamiento básico estará compuesto por:

- Bombas de agua de alimentación a la planta de tratamiento de agua.

- Pretratamiento por filtración, para la eliminación de cualquier contenido de materia

en suspensión que pueda contener el agua bombeada. El filtro irá dotado de un

sistema de lavado automático con agua bruta.

- Cadena primaria con cambiador de cationes, descarbonatador y cambiador de

aniones que permitirá reducir la salinidad total del agua de entrada hasta unos





valores lo suficientemente reducidos para que sea posible su posterior tratamiento

de afinado mediante un sistema de lechos mixtos.

- Torres de lecho mixto con resinas catiónica y aniónica.

Las producciones de agua destinadas a la planta de biomasa serán de 1m3/h de agua

desmineralizada y 59m3/h de agua de refrigeración (descalcificada).

7.3.8 Sistema de Aire Comprimido

Se requiere aire comprimido, para instrumentación (aire de control) e industrial (aire

de servicio) a una presión de 6.5 bar(g). Se instalarán 2x100% compresores

compactos de tornillos refrigerados por aire que aportarán aire comprimido a dos

líneas independientes, una para instrumentos (aire de control) y otra industrial (aire

de servicio).

Aire de control

Formado por:

- Prefiltro delante del secador

- 2 x 100% Secador por adsorción

- Postfiltros detrás del secador

- Depósito para aire de instrumentos

Aire de servicio

Formado por:

- Un prefiltro.

- Depósito para aire de servicios

Se incluirán todas las tuberías, soportes y accesorios que sean necesarios.





7.3.9 Sistema de Ventilación y Climatización

La instalación de climatización tiene por objeto mantener en todo momento unas

condiciones adecuadas en el edificio de turbina de vapor, para el correcto

funcionamiento de los equipos.

Se ha previsto un sistema de climatización para los siguientes recintos: sala de

turbina, sala eléctrica y sala de control.

Para el edificio de turbina se ha previsto una ventilación forzada con rejillas de

entrada de aire y ventilador de extracción.

Para la sala de control y eléctrica se ha previsto un sistema de climatización con split.





7.3.10 INSTALACIONES ELÉCTRICAS

La planta contará con las instalaciones eléctricas descritas a continuación. En el plano

3 se representa el unifilar de la instalación.

7.3.10.1 Línea eléctrica 20 kV

La interconexión entre la subestación de interconexión de la Planta de Biomasa y la

Subestación realizará a través de una línea eléctrica a 20 kV y 20MVA de nueva

construcción.

7.3.10.2 Subestación de interconexión 20 kV

Se construirá una subestación de 20 kV, de tipo convencional intemperie, adecuada a

los requerimientos de la compañía. Deberá quedar constituida por los siguientes

equipos principales:

- Un seccionador tripolar con cuchillas de puesta a tierra, con accionamiento

eléctrico por motor.

- Un interruptor tripolar, 20 kV, 750 A, 31’5 kA, mando eléctrico. Dispondrá de un

armario de maniobra a pie de equipo.

- Dos juegos de tres transformadores de tensión, uno de ellos de relación

20:√3/0,110:√3/0,110:3 kV y potencia y clase de precisión 25 VA cl 0,5 y 3P y 50 VA cl

3P. Otro de relación 45:√3/0,110:√3:0,110:√3/0,110:3 kV y de potencia y clase de

precisión, 25 VA, cl 0,5, 25 VA cl 0,2 y 50 VA cl 3P. Se instalarán cajas de

centralización de bornas, a pie de equipo.

- Un juego de tres transformadores de intensidad, de relación 200/5-5-5 A de

potencia y clase de precisión 10 VA cl 0,2S, 30 VA 5P10, y 15 VA cl 0,5. Se instalarán

cajas de centralización de bornas, a pie de equipo.

- Un juego de tres pararrayos-autoválvula, 52 kV.





7.3.10.3 Sistema de puesta a tierra

Se dotará a la instalación de una malla de tierra inferior enterrada a 0,80 m de

profundidad, que permita reducir las tensiones de paso y de contacto a niveles

admisibles, anulando el peligro de electrocución del personal que transite tanto por

el interior como por el exterior de la instalación.

Según lo establecido en el citado Reglamento, apartado 6.1 de la MIE-RAT 13, se

conectarán a las tierras de protección todas las partes metálicas no sometidas a

tensión normalmente, pero que pueden estarlo como consecuencia de averías,

accidentes, sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones inductivas.

Se conectarán a la malla general de tierra existente en la subestación los puntos de

toma de tierra de los diferentes equipos de subestación, así como las estructuras o

soportes metálicos de la misma.





7.3.10.4 Transformador elevador 20/6.3 kV

Se instalará un transformador trifásico, en baño de aceite, 20 MVA de potencia,

20±10x1%/6.3 kV de relación de transformación, refrigeración ONAN y regulación en

carga.

7.3.10.5 Equipos de Media Tensión

Para los elementos de gran potencia de la planta se va a disponer una barra de 6.3kV.

Esta servirá de medio de alimentación de las bombas de condensado y los motores

de la trituradora de biomasa. Se dispondrá un grupo electrógeno en dicha barra para

alimentar los equipos en las paradas y arranques.

En el edificio eléctrico se instalará un conjunto de cabinas metálicas de 6.3 kV, que

albergarán todos los equipos necesarios para la protección del transformador de

relación 20/6.3 kV. Se instalará un conjunto de cabinas metálicas prefabricadas de

media tensión, formado por una cabina de salida de generación, una cabina de

protección de grupo, una cabina de medida de barras para sincronización y medida y

una cabina de protección del transformador de servicios auxiliares. Las cabinas de

protección de grupo, de salida de generación y de protección del trafo de servicios

auxiliares estarán equipadas con un interruptor automático de SF6 extraíble, mando

eléctrico por motor, con cuchillas de P. a T. enclavado mecánicamente con el anterior

y relés de protección. Para la medida y protección del alternador del grupo se

instalará una cabina equipada con un juego de tres transformadores de tensión y un

juego de tres transformadores de intensidad, siempre y cuando no se disponga de

espacio en la cabina de protección del grupo. Se instalarán en la zona de cabinas los

siguientes equipos:

- Un armario conteniendo los contadores de energía activa y reactiva de doble

sentido y convertidores exigidos por la compañía para la medida de la generación.





- Un armario conteniendo los relés y protecciones de interconexión de la Planta de

Biomasa.





7.3.10.6 Equipos de Baja Tensión

Se ha dispuesto una barra de baja tensión (400/230 VCA) en la Planta, esta se

alimentará desde el secundario del transformador de S.A., equipándose con un

interruptor automático tetrapolar de entrada, equipos de medida y salidas formadas

por interruptores automáticos, contactores y relés de térmicos que alimentan a las

diferentes cargas.

Esta barra alimentará los equipos de baja tensión de la planta y un equipo de

rectificación en CC.

7.3.10.7 Instalación de Alumbrado y Fuerza

El alumbrado tanto interior como exterior de la Planta se dividirá en: Normal,

Emergencia y de Señalización. Este alumbrado se alimentará de la barra de baja

tensión (400/230VCA). Se ha previsto un alumbrado en el Edificio de la planta de

Biomasa mediante luminarias de empotrar en zonas donde existe falso techo o

suspendidas donde no lo haya. En la sala del grupo se instalarán luminarias de tipo

industrial con lámpara de HM de 250 ó 400 W.

En el exterior del edificio se dispondrán luminarias de alumbrado público para una

lámpara de VMAP de 250 W, sustentadas por brazos adosados a las fachadas del

mismo o en viales en báculos de 9 m. de altura, este alumbrado se controlará por

célula fotoeléctrica. El alumbrado de emergencia se realizará con equipos autónomos

de diferentes tipos según la zona y superficie a cubrir.

Se ha previsto la instalación de conjuntos de tomas de corriente de diversas

intensidades en las zonas industriales, y de tomas decorativas en los locales de

oficinas. El mando y protección de los circuitos de la instalación de alumbrado y

fuerza, SAI, etc., se efectuará desde el Cuadro de Servicios Auxiliares, equipado con

interruptores automáticos, con protección diferencial.





7.3.11 OBRA CIVIL

7.3.11.1 Edificio de Turbina

Desde el punto de vista de tipología estructural, el edificio se dividirá en pórticos

transversales separados unos 4 ó 5 m entre sí, construidos con perfiles metálicos de

sección abierta, tipo HEB. Estos pórticos se unirán longitudinalmente mediante vigas

de atado al nivel de la planta de maniobra y en coronación de fachada. Se dispondrán

correas tipo Z entre pórticos para fijar el cerramiento y transmitir a los mismos las

cargas de viento.

En función de las necesidades de montaje y mantenimiento de los equipos, se

instalará un puente grúa de la capacidad adecuada.

Los forjados se realizarán con losas de hormigón armado realizadas "in situ"

soportadas por perfilería metálica, tipo IPE. Estos forjados transmitirán las cargas a

los pórticos transversales.

La solera de planta baja se realizará, igualmente, en hormigón armado.

Las cargas gravitatorias para dimensionado de forjados se supondrán de 1.000 Kg/m²

en ambos forjados, excepto en aquellas áreas especiales indicadas por el

suministrador o suministradores de equipos que reclamen mayor capacidad.

Estas cargas se reducirán a 750 Kg/m² para el cálculo de los pórticos transversales.

Las cargas de viento y sísmicas se determinarán de acuerdo con las normas al uso.

Los cerramientos verticales serán mixtos, de muro de hormigón o bloques los

primeros 1,50 m y de chapa galvanizada de 0,6 mm, tipo sandwich, prelacado por

ambas caras, hasta la coronación. Se dispondrán elementos de rejilla para facilitar la

ventilación y placas traslúcidas para la iluminación.





7.3.11.2 Edificio eléctrico y de control

Estará adosado al Edificio de turbina. Las características estructurales y de

cerramientos serán análogas a las del edificio de Turbina, disponiéndose ventanas de

carpintería de aluminio; las puertas, en general, serán de acero galvanizado,

reservándose de madera para el acceso a la Sala de Control y algún despacho auxiliar.

La compartimentación interior se realizará mediante tabiques de ladrillo hueco

sencillo colocados a panderete y enlucidos y pintados con pintura plástica.

7.3.11.3 Cimentación de grandes equipos

Como criterio de diseño de cimentaciones se considera que, para la bancada de la

caldera de biomasa, se definirán losas corridas, cuyo diámetro y armado depende de

los condicionantes que dependen del suministrador del equipo. La turbina de vapor

irá en un pedestal.

El resto de cimentaciones de todos los edificios e instalaciones electromecánicas

serán de tipo superficial y siempre retirando los suelos de escombrera y haciendo los

debidos rellenos con los materiales requeridos.

Las zanjas para realización de interconexiones eléctricas y mecánicas entre los

diferentes equipos que componen la planta, así como las redes de agua potable,

saneamiento y pluviales se adecuaran a las ya existentes en tipología y trazado,

aprovechando al máximo la disponibilidad de éstas con objeto de reducir al mínimo

de dificultades en las instalaciones existentes.

Las superestructuras de edificios, soportes para equipos, racks de interconexiones,

pórticos y soportes de la subestación, etc., se realizarán en acero al carbono,

generalmente soldados desde taller Vendrá imprimadas y con capa intermedia de

pintura desde taller dándose la mano de acabado en obra. Las características de la

pintura serán consensuadas con la Propiedad.

Las cimentaciones que se han considerado son:





− Cimentaciones de caldera de biomasa

− Cimentación de la turbina de vapor.

− Cimentación de la torre de refrigeración

− Cimentación de la planta de tratamiento de agua.

− Cimentaciones de equipos auxiliares.

En general, las cimentaciones de estos equipos se ajustarán a las recomendaciones

de los suministradores, dado que son unos de los requisitos exigidos por los mismos

para el mantenimiento de las garantías.

En general, serán macizos de hormigón armado con volumen y rigidez adecuada en

función de las características de masas estáticas, revoluciones, centro de aplicación

de las mismas, etc., a las que se aplicarán los criterios de cálculo habituales para este

tipo de máquinas. Las cimentaciones para tanques, dado que son cargas puramente

estáticas, se diseñarán en base a la capacidad portante del terreno.

7.3.11.4 Urbanización

Globalmente, consistirá en el acerado perimetral de la zona de edificios,

pavimentado de los viales de circunvalación y acceso y, compactado y colocado de

una capa de gravilla en el interior del perímetro delimitado por los viales.

Estas actuaciones se realizarán sobre la superficie previamente limpiada la capa

vegetal y nivelada por terceros.

Las aceras tendrán 1 m de ancho, pavimentadas con loseta de cemento y bordillo del

mismo material.

Los viales se acabarán en conglomerado asfáltico y se dimensionarán de acuerdo con

las recomendaciones del Ministerio de Fomento, en función del tráfico estimado.




BIBLIOGRAFÍA - 112 -

8. BIBLIOGRAFÍA




BIBLIOGRAFÍA - 113 -

[APPA07] Asociación de productores de energías renovables, “El plan de energías

renovables 2011-2020”

[CNE110] Comisión nacional de la energía, “Informe Marzo 2010”

[CNE210] Comisión nacional de la energía, “Informe/memoria anual 2010”

[GOOG10] Google Maps, Google Inc. “Imagen de la provincial de Ávila, término

municipal de Las Damas”

[IDA107] Instituto para la diversificación y el ahorro energético, “Biomasa, cultivos

energéticos”

[IDA207] Instituto para la diversificación y el ahorro energético, “Energía de la

biomasa”

[IDA307] Instituto para la diversificación y el ahorro energético, “Biomasa,

producción eléctrica y cogeneración”

[INFO10] Comisión nacional de la energía, “Informe del régimen especial 2010”

[OMEL10] Operador del mercado eléctrico ibérico

[RD66107] Ministerio de Industria, “Real Decreto 661/2007 que regula la generación

eléctrica en régimen especial”

[REEI09] Red eléctrica de España. “ Informe de ventas 09”

DOCUMENTO Nº2: PLANOS

PLANO 1: PLANTA

PLANO 2: DIAGRAMA DE

PROCESO

PLANO 3: DIAGRAMA

UNIFILAR

••

••

••

DOCUMENTO Nº3: PRESUPUESTO

El presupuesto de ejecución se compone de los conceptos licencias y puesta en

marcha, Ingeniería y ejecución. Los costes de ejecución se corresponden con los

necesarios para la puesta en marcha de la planta y por tanto se describen en detalle en

el apartado estudio económico de la memoria.

LICENCIAS Y PUESTA EN MARCHA:

Euros

TOTAL 593.000

INGENIERÍA:

Euros

TOTAL 790.000

EJECUCIÓN:

Euros

Caldera 16.131.687

Turbogrupo 8.711.111

Equipos mecánicos 4.678.189

Equipos eléctricos 6.130.041

Obra civil 3.548.971

TOTAL 39.200.000

Sumando estos conceptos resulta un presupuesto general de 40.583.000 Euros.

4_pfc_biomasa.pdf

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