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La ProducciLa Produccióón de Electricidadn de Electricidada partir de Bioga partir de Biogááss
Marco Legal y EstratMarco Legal y Estratéégicogico
Expobioenergía 2010
Jornadas Técnicas “Biogás: Visión Global”
27 de octubre de 2010
IntroducciIntroduccióónn
En España, es el Régimen Especial y su legislación vinculada que regula el
desarrollo de proyectos de energía a partir de biogas, y su viabilidad
económica y financiera.
Dentro del Régimen Especial se destaca el Real Decreto 661/2007.
ÍÍndicendice
I- Exportación de Electricidad y Marco Legal Existente
1. Biogás de digestor y opciones de venta de electricidad
2. Visión general de los complementos para optimizar la venta de electricidad
3. Aprovechamiento de calor; Criterios para el Complemento por Eficiencia Energética
4. Representación en el Mercado Eléctrico y reducción de Desvíos
II - Marco Legal y Perspectivas para el Biogás
1. Plan de Energía Renovable (PER)
2. Plan de Acción Nacional de Energía Renovable (PANER)
3. Borrador de RD modificando el 661 e Informe de la CNE
I- Exportación de electricidad – Marco Legal
existente
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
Los subgrupos BIOGAS se diferencian según su “tecnología”:� optimización de la generación de biogas en digestores (b.7.2) � o recuperación directa por pozos de captación de las celdas de almacenamiento de
vertederos (b.7.1. Biogás)� no se “mira” la fuente del biogas: si es cultivos energéticos, purines, FORSU o residuos
agroalimenticios…
RD 661/2007: Subgrupo b.7.2. Biogás generado en digestores, a partir de varios tipos de residuos mediante proceso de fermentación, tanto individualmente como en co-digestión.
1. Biogás de digestor y opciones de venta de la electricidad
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
2 modalidades principales para la
venta de la electricidad:
- Opción de venta 24.1.a), precio
constante de remuneración de la
venta de la electricidad, y
frecuentemente denominado
“opción tarifa”.
- Opción 24.1.b), precio variable
frecuentemente llamado “opción
mercado”.
• En estas 2 opciones, la prima o prima equivalente está vinculada a un periodo de funcionamiento a partir de la puesta en servicio (15 años para los subgrupos biogas b.7.2 y a.1.3)
• Es obligatorio mantener la opciónelegida por periodos no inferiores a 12 meses.
• Es obligatorio acudir al sistema de ofertas de OMEL independientemente de la opción de venta elegida, quedando sometidas a la liquidación de desvíos, excepto en casos particulares.
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
H0 H2 H4 H6 H8 H10 H12 H14 H16 H18 H20 H22 H24
La electricidad puede venderse:
RD 661/2007
Techo Suelo
24.1.a 24.1.b
PRIMA EQUIVALENTE
PRIMATR
TR= Tarifa Regulada
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
Precio pool – mercado: • Media 2009: 3,7c€/kWh
• Máximos en 2008: 7-8 c€/kWh / Mínimos en 2010: 0 c€/kWh
=> ajustes, según desvíos
>500 kWe
<500 kWe
b.7.2
13,065616,218210,810413,8262
10,103311,66916,587010,2409
Tarifa Prima Lim. Sup. Lim. Inf.
Actualización tarifas desde el RD 661/2007
Orden ITC/3519/2009, de 28 de
diciembre
Si hay aprovechamiento de calor, superior a un umbral, pasamos al
grupo a.1, Subgrupo a.1.3. con combustible b.7.2 biogás de digestor
24.1.a 24.1.b
> 500 kWe
< 500 kWe
a.1.3-b.7.2
11,143314,1207
6,929210,5369
Tarifa Prima Techo SueloDel subgrupo b.7.2 al a.1.3-b.7.2: + aumento entre 0,2945 y 0,3422 c€/kWh
Sin suelo ni techo
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
Energía Reactiva
� Complemento por Energía Reactiva (CER)
Fuente: Capítulo E del Manual teórico-práctico SchneiderNota: El Orden ITC-2794/2007 actualiza los horarios de los
periodos Punta, Llano y Valle, que venían indicados en el Orden
Ministerial de 1995 (tipo 3 y según cada zona geográfica).
RD 661/2007 - Anexo V:
Orden
ITC/3519/2009:
8,2954 c€/kWh
Energía Activa
Energía Aparente
2. Visión general de los complementos para optimizar la venta de electricidad
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
� Regulación del Fp, ejemplos/ordenes de magnitud del CER :
� Plantas funcionando unas 7.500 horas, en Todo-Todo, puede conseguir
ajustar la energía reactiva para llegar en unos al 5% de la tarifa de complemento.� Equivalente a más de 0,40 c€/kWh de CER.� Para una planta de unos 0,5 MWe, equivalente a unos 15.000 €/año� Para una planta de unos 2 MWe, equivalente a mas de 60.000 €/año
� Capacitiva/Inductiva: En las horas punta se bonifica la generación de reactiva y
en las horas valle se bonifica la absorción de reactiva.
� Todo-Todo o Autoconsumo
Todo-Todo: vender toda la producción a la red a precio primado y comprar la
electricidad necesaria a precio de consumo.
Elección posible desde el
RD 661/2007
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
� Complemento por Discriminación Horaria (DH)
– RD 1578/2008, solo para instalaciones en la opción de venta 24.1.a)
– Sin cogeneración (subgrupo b.7.2): Bonificación de la Tarifa Regulada de 4,62% en horas punta y penalización de 3,7% en horas valle
– Cogeneración (subgrupo a.1.3): 37% de bonificación y 36% de penalización
• El solo hecho de aprovechar suficiente calor permite pasar al subgrupo a.1.3, con
combustible b.7,2 y cobrar una prima o prima equivalente superior
• Además, por encima del umbral, se aplica el Complemento por Eficiencia Energética.
� Complemento por Eficiencia Energética (CEE)
Si el aprovechamiento de calor cumple con un cierto umbral:
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
3. Aprovechamiento de calor – Criterios para beneficiar del CEE
IDAE: Guía Técnica para la Medida y Determinación del Calor útil, abril de 2008
� Calculo del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE)
Directiva Europea 2007/74/CE -
ANEXO II
Valores de referencia para las
eficiencias de producción
separada de electricidad y calorRD 661/2007:
REE= E/[Q-(V/RefH)]
Varios Reales Decretos:
• R.D. 661/2007 se basa en el rendimiento eléctrico equivalente (REE)
• R.D. 616/2007 utiliza el índice: PES, que consiste en el ahorro de energía primaria porcentual y determina cuándo la electricidad de cogeneración es de alta eficiencia.
El calor, para ser “útil” ha de ser
justificable
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
� Calculo del Complemento por Eficiencia Energética (CEE)
RD 661/2007 - Anexo I: cumplir con un umbral de REEmin
CEE = 1,1 x (1/REEmínimo – 1/REEi) x Cn
Instalaciones con potencia
instalada menor o igual 1MW, el
valor del REE mínimo requerido
será un 10 % inferior.
45%
Resolución del 28 de septiembre de 2010 / BOE-A-2010-14943
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
Potencia electrica bruta motor b.7.2 495 kWe RFH 0,70Consumo auxiliares estimado b.7.2 40 kW Cn 2,1608 c€/kWh
Horas operación motor b.7.2 7.500 h
Eficiencia eléctrica motores 39% Tarifa de Ref. RD 661 - CER 8,2954 c€/kWh
Energía exportada Todo-Todo 3.415.500 kWh
Calor producido 3.712.500 kWh
E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - agua camisa (digestor) 35 %
E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - agua camisa 5 %
E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - gases de escape 35 %
E.T. Aprovechada / E.T. Disponible - total para REE 40 %
Consumo materia prima 8.757.692 kWh
Calor útil 1.485.000R.E.E. 51,47%R.E.E. mínimo 45,00%
ind
icat
ivo
b.7.2
Conceptos Precio de Venta
Tarifa b.7.2
Complemento Reactiva
PRECIO VENTA FINAL b.7.2
Tarifa a.1.3 (b.7.2)
Complemento Eficiencia Energética
PRECIO VENTA FINAL a.1.3 - b.7.2
0,6637 22.669
15,1992 519.128
14,1207 482.293
TARIFA / TODO-TODO
472.234
14.166
486.400
VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
(c€/kWhexportado)
VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
(€/Año)
13,8262
0,4148
14,2410
TARIFA / TODO-TODO
Resultado Económico
Comparativo
Parámetros Generales. Características de Operación
..........201220122011201120102010200920092008200820072007 ..........
RD 485/2009RD 485/2009
Circular CNE 4/2009Circular CNE 4/2009
RD 661/2007RD 661/2007
Disposición transitoria sexta: La empresa
distribuidora percibirá, desde el 1 de julio de
2008, del generador en régimen especial
[…], cuando actúe como su representante,
un precio de 0,5 c€/kWh cedido, en
concepto de representación en el mercado.
Articulo 2. Designación de los
comercializadores de último recurso (que
asumirán la labor de Representantes de
Ultimo Recurso – RUR) – operadores
dominantes.
Undécimo. La empresa comercializadora de
último recurso percibirá, desde el 1 de
noviembre de 2009, del productor en
régimen especial […] este precio, será fijo
de 10 €/MWh cedido.
4. La Representación en el Mercado Eléctrico
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
Ante elAnte el
EstadoEstado
• Tramitación
• Gestión de Mercados
• Optimización y Ajustes
• Liquidaciones previsiones
• Tramitación
• Primas y Complementos
• Normativas y Legislación
• Intercambio de Información
• Medidas
Ante el Ante el
OperadorOperador del Mercadodel Mercado
Ante el Ante el
OperadorOperador del del SistemaSistema
•Tramitación:
Diferente según tipo de Punto de
Medida (3 o 2>450 KVa)
•Liquidaciones
•Gestión de Desvíos
Ante Ante laslas
DistribuidorasDistribuidoras
GNERAGNERA
• Representación venta Energía
• Gestión de Incidencias
• Gestión de Medidas
• Consolidación Desvíos
• Liquidación, Informes
• Gestión WEB de producción
• Asesoría continua
RepresentanteRepresentante
Productor en Régimen Especial
Para una planta de 0,5 Para una planta de 0,5 MWeMWe: :
Ahorro de mas de 35.000 Ahorro de mas de 35.000 €€ con con
GneraGnera en lugar del RURen lugar del RUR
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
� Desvíos
= Diferencia existente entre la energía real exportada (medida por el encargado de la lectura: REE o Distribuidora, según el tamaño de las plantas) y la energía programada.
Actualizado
por el RD
1110/2007
RD 661/2007: Articulo 34. Calculo y liquidación del coste de los desvíos
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
Mercados - MIBEL > Desvíos Medidos > Coste desvíos RD 661/2007
Reducción posible de:
�cantidad de desvíos: Mediante la participación de los representantes en los mercados diarios e intradiarios, se mejoran las previsiones de la energía enviada como “ofertas” a OMEL. �coste de desvíos GNERA como Representante aporta un “efecto cartera”
http://www.esios.ree.es/web-publica/
PerspectivasPerspectivasMarco Legal existenteMarco Legal existente
II- Marco Legal – Situación actual del biogas
y perspectivas
RD 661/2007: categorías, CEE, CER etc.
RD 1578/2008: DH
RDL 6/2009: a partir de la fecha de publicación, preasignación: condición necesaria para recibir la Prima o Prima Equivalente del RD 661
RD 436 / 2004
Evolución de la normativa
2010: RD proponiendo
modificaciones al R.D.
661… ¿Modificando
Retribuciones,
Reactiva (CER)…?
Informe CNE del 14 de
septiembre
Circular 4/2009: Nuevo sistema de liquidación CNE
Ley 54/1997PER 2005-2010 PANER 2011-2020
PerspectivasPerspectivasMarco Legal ExistenteMarco Legal Existente
23594141Objectivos PER 2005-2010
Previsto
15918141Datos IDAE 2009
Real
2004
(MWe)
Implantación de nuevas plantas (MWe)
2009
(MWe)
= nivel de cumplimiento actualmente entorno a 68%, siendo necesaria la instalación de 76 MW. adicionales durante el año 2010 si se quieren alcanzar las previsiones del PER 2005-2010.
= nivel de cumplimiento
actualmente entorno a 20%
Siguientes objetivos según sustrato y potencial de producción de biogás:
� 110.000 tep procedentes de la fracción orgánica de los RSU
� 40.000 tep procedentes de residuos industriales biodegradables
� 30.000 tep procedentes de lodos EDAR
� 8.000 tep procedentes de las deyecciones ganaderas que han sido cumplidos gracias
a unas 10 plantas (Biogas= 0,275 tep/MWh)
PerspectivasPerspectivasMarco Legal ExistenteMarco Legal Existente
1. PER: Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010
Tiene que disminuir en los próximos años, debido a que la nueva Directiva sobre vertederos pretende conseguir, entre otros objetivos, que la cantidad de materia orgánica que se deposite en los mismos sea cada vez menor.
Si se quiere mantener o
incrementar la generación de
energía a partir del biogás en
España, se deberá procederse al
impulso de la digestión anaerobia
de los estiércoles ganaderos en
codigestión con residuos
agroindustriales.
PerspectivasPerspectivasMarco Legal ExistenteMarco Legal Existente
• Evolución 2010-2020 del mix de generación eléctrica: merece especial mención el esfuerzo en los próximos años sobre tecnologías como el biogás, […] de gran potencial energético, que hasta ahora han evolucionado por debajo de su potencialidad. En términos relativos, […] la biomasa y biogás cuyas producciones, se espera, pasen a experimentar significativos aumentos, entre un 7% y un 12,6% de media anual a lo largo del periodo 2009-2020.
• Evolución del área de biogás La evolución prevista para las instalaciones de generación eléctrica a partir de biogás tiene en cuenta que el biogás agroindustrial jugará un papel predominante, y que su actual escasa implantación irá aumentando de forma sustancial a lo largo del periodo de vigencia del Plan, hasta suponer más del 50% del total en el año 2020. La previsión de crecimiento es más lenta en los primeros años, y se considera que, a medida que se vaya instalando la potencia, la velocidad de instalación de potencia irá aumentando. […] también se ha contemplado que las ayudas del Plan de Biodigestión de Purines 2009-2012 pueden contribuir positivamente a facilitar el desarrollo de plantas de biogás agroindustrial […]. En cuanto a otros tipos de biogás, se ha considerado que el biogás de vertedero creceráinicialmente para después sufrir un retroceso (debido a las políticas de desvío de residuos biodegradables de los vertederos), y que el biogás de FORSU y de lodos EDAR también crecerá […].
2. PANER – Plan de Acción Nacional Energías Renovables 2011-2020
PerspectivasPerspectivasMarco Legal ExistenteMarco Legal Existente
2020
GWh
2.617400
PANER Cuadro 10b: Estimación
de la contribución total (capacidad
instalada, generación bruta de
electricidad) previsible de cada
tecnología de energía renovable en
España encaminada al cumplimiento
de los objetivos vinculantes para
2020 y la trayectoria intermedia
indicativa correspondiente a las
cuotas de energía procedente de
recursos renovables en el sector de la
electricidad 2015-2020
MW
Tiene que disminuir en los próximos años, debido a que la nueva Directiva sobre vertederos pretende conseguir, entre otros objetivos, que la cantidad de materia orgánica que se deposite en los mismos sea cada vez menor.
¿ 200 MWe de biogás de
digestor, principalmente
agroindustrial (frente a los 14
MWe actuales)?
PerspectivasPerspectivasMarco Legal ExistenteMarco Legal Existente
3. Borrador de RD modificando el 661 e Informe de la CNE
Origen de la revisión de tarifas:
• Objetivos del PER
• RD 661/2007, articulo 44: Actualización y revisión de tarifas, primas y complementos.
3. Durante el año 2010, a la vista del […] PER 2005-2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia
Energética en España (E4), así como de los nuevos objetivos […del] Plan de Energías Renovables para
el periodo 2011-2020, se procederá a la revisión de las tarifas, primas, complementos y limites inferior
y superior […]. Cada cuatro años, a partir de entonces, se realizara una nueva revisión […].
Las revisiones a las que se refiere este apartado […] no afectaran a las instalaciones cuya acta de
puesta en servicio se hubiera otorgado antes del 1 de enero del segundo año posterior al año, en
que se haya efectuado la revisión.
4. Se habilita a la Comisión Nacional de Energía para […] para recopilar información
de las inversiones, costes, ingresos y otros parámetros de las distintas instalaciones reales que
configuran las tecnologías tipo.
La revisión en curso (2010) aplicará para las
plantas cuya puesta en servicio se obtendría
después del 1 de enero de 2012
PerspectivasPerspectivasMarco Legal ExistenteMarco Legal Existente
� Contenido subgrupo b.7.2
Propuesta CNE: Incorporar no solo la tecnología de la biodigestión sino también la
gasificación o pirolisis.
� Tarifas/Primas
Propuesta CNE: Rebajar primas para las plantas de biogas de potencia superior a 500
kWe.
� Complemento por Energía Reactiva (CER)
o Propuesta MITyC: Se establece un rango obligatorio de cumplimiento del Fp, sin bonificación pero con penalización del 3%; y un rango voluntario con un incentivo del 4% (para un factor de potencia próximo a la unidad). El incumplimiento de una hora penalizaría las 24 horas del día.
o Corrección CNE: Modificar propuesta para que el incumplimiento de la consigna del
factor de potencia en una hora penalice únicamente a esa hora y no las 24 horas del día,
sin perjuicio de que se puedan incrementar las penalizaciones.
PerspectivasPerspectivasMarco Legal ExistenteMarco Legal Existente
CONCLUSIONCONCLUSION
� A pesar de los objetivos muy altos para biogas agroindustrial para 2020, el nuevo RD que se prepara (y cuya publicación se espera para antes del final de año) no deja ver las mejores previsiones para la implementación de nuevas plantas.
� El RD 661/2007 ha mejorado la situación para el biogas frente a la normativa anterior (en particular el RD 436/2004) pero no parece haber sido suficiente para un aumento significativo de la potencia/del numero de plantas de biogas:
• Rentabilidad económica no asegurada por las primas?
• Dificultad de pasar al subgrupo de cogeneración?
• Venta de la electricidad no optimizada?
• Problemática de uso de digestato?
• Peso del coste de la conexión eléctrica a las redes para la evacuación de la energía eléctrica producida?
• Complejidad de la tramitación?
CONCLUSIONCONCLUSION� Dentro del marco legislativo existente de Valorización energéticaImportante optimizar la venta de la electricidad gracias a:
- Dimensionamiento de las plantas, según necesidades técnicas/térmicas, para valorización del uso del calor útil (para calor o frío: CEE)
- Regulación de la reactiva (CER)
- Representante libre en lugar de RUR
� Con otros marcos legislativos:Buscar sinergias, por ejemplo con el Plan de Biodigestión de Purines 2009-2012
En cualquier caso, es : � Importante que según lo que comenta el MARM, se homogenice y simplifique en lo
posible la tramitación de las autorizaciones de las plantas de biogás, haciendo más fácil la aplicación de las diferentes normas aplicables por los distintos Departamentos ministeriales y Consejerías de las CCAA implicadas en la autorización de las mismas.
� Fundamental que este marco normativo sea estable y seguro, para ser coherente con los objetivos propuestos y dado que estos proyectos necesitan inversiones importantes, precisando de una financiación a medio-largo plazo.
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Las Mercedes, 8-3ºA
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