Analisis de la industria de la cogeneración en España

Glosario

AEP Ahorro de energía
primaria

CCGT Turbinas de gas de ciclo
combinado

CMLP Coste marginal de largo
plazo

CO2 Dióxido de carbono

GWh Gigavatiohora

LOSEN Ley 40/1994 de Ordenación del
Sistema Eléctrico Nacional

LSE Ley 54/1997 del Sector
Eléctrico

MW Megavatio

REE Rendimiento eléctrico
equivalente

Introducción

COGEN España nos ha solicitado un
evaluación de la situación actual de la
cogeneración, identificación de barreras si
éstas existiesen y análisis de posibles soluciones
para mitigar las mismas. En este primer informe, se desarrolla la
evaluación de la situación actual de la
cogeneración y la identificación de barreras a su
desarrollo.

En la actualidad nadie duda sobre las ventajas
innegables de la cogeneración de alta eficiencia en
términos de ahorro de energía primaria y otras
infraestructuras, y por ende la necesidad de su
promoción.

Este espíritu se recoge en la normativa Europea y
en la Española de incentivos al régimen especial,
donde se incorpora la cogeneración. No obstante, a pesar
del desarrollo exponencial de la cogeneración durante la
década de los 90s (superior a 30 % anual), durante la
presente década, el desarrollo de la
cogeneración

se paralizó exhibiendo tasas de crecimientos
exiguas, menores al 4 % anual, muy inferiores al de otras
tecnologías del régimen especial, aún cuando
casi todos los estudios sobre la materia, sitúan el
potencial remanente económicamente factible en
aproximadamente 6.000 MW, el doble que la capacidad instalada
actualmente.

En este escenario, las inquietudes sobre cuáles
son las razones que explican esta parálisis se vuelven
absolutamente relevantes. Estos aspectos son analizados en este
informe, en el cual se realiza un diagnóstico de la
situación y se plantean potenciales soluciones para las
distintas barreras que se detectan.

2 LA COGENERACIÓN

Se conoce como cogeneración a un conjunto de
tecnologías de transformación energética que
permiten la producción simultánea de electricidad y
calor útil. Estas tecnologías van desde las
turbinas de gas en ciclo simple o combinado o los motores de
combustión interna hasta las pilas de combustible o los
ciclos Rankine.

La producción conjunta permite un mejor
aprovechamiento de la energía primaria que se transforma
respecto a la producción de electricidad y calor por
separado. Por ello, la instalación de plantas de
cogeneración produce un ahorro de energía y mejora
la eficiencia energética de la economía en su
conjunto. Cuando dicho ahorro es de al menos un 10% de la
energía primaria en la producción de la
electricidad y el calor aportados, se habla de
cogeneración de alta eficiencia. La siguiente figura
muestra el balance energético de la producción por
separado frente a la conjunta.

Además, debido a que el transporte del calor a
distancias medias no es eficiente, la cogeneración siempre
se realiza en las inmediaciones de los centros consumidores del
calor, que por lo general son a su vez consumidores de
electricidad.

Estas dos características básicas de la
cogeneración, permitir un ahorro de energía
primaria y llevarse a cabo en el lugar en el que se realiza el
consumo del calor, son de las que se deriva la importancia de la
cogeneración para el cumplimiento de los objetivos de
política energética y ambiental. La
Administración, en numerosas ocasiones, ha resaltado el
papel de la eficiencia energética como principal
herramienta en la lucha contra el cambio climático; la
cogeneración es uno de los principales vectores
disponibles para el ahorro de energía primaria.

En la Figura 2 se exponen los diferentes mecanismos a
través de los cuales la cogeneración contribuye a
estos objetivos.

En forma muy simplificada, estos mecanismos
son:

" Menor dependencia
energética: La escasez de fuentes de combustibles
fósiles en Europa determina un alto nivel de dependencia
exterior de su suministro energético.

Cuanto mayor es la proporción de suministro
exterior, mayor es el impacto de una eventual crisis
internacional de suministro.

A través del ahorro de energía primaria,
la cogeneración contribuye a la reducción de las
importaciones de combustibles fósiles, disminuyendo la
dependencia exterior, y con ello el efecto sobre el conjunto del
suministro de energía de un corte del suministro
exterior.

" Menor probabilidad de
interrupciones: La mayor parte de las interrupciones de
suministro eléctrico se originan por fallos en
infraestructuras alejadas de los consumidores: centrales de
generación, líneas de transporte o redes de
distribución en media tensión.

La instalación de centrales de producción
de electricidad cercanos a los centros de consumo reduce el
impacto sobre el suministro final de estos fallos, ya que la
consumidores.

Asimismo, como se desarrolla en la sección 5, las
plantas de cogeneración presentan por lo general altos
niveles de disponibilidad, por lo que proporcionan un grado de
firmeza similar a otras tecnologías como los CCGTs, actual
respaldo de las fuentes renovables intermitentes.

La paulatina integración de más
generación distribuida, fundamentalmente
cogeneración, en las redes de distribución, y el
despliegue paralelo de las soluciones tecnológicas que
permitan su gestión activa, está suponiendo el
inicio de una revolución en el modo en el que concebimos
el sector eléctrico.

" Economía en el gasto
energético: La mejora de la eficiencia
energética de la transformación, esto es, la
reducción de la cantidad de energía primaria
necesaria para suministrar la misma cantidad de energía
final, supone un ahorro directo en la factura energética
de los consumidores. Este ahorro supone, asimismo, un aumento de
la eficiencia del proceso productivo en general de la industria
abastecida por la cogeneración aumentando la
competitividad de la firma vía aumento de productividad;
una necesidad imperante en el tejido industrial español
dados los desafíos que imponen la unidad monetaria y la
disímil productividad entre los Estados
Miembros.

" Menores coste de las redes y de las
pérdidas en el transporte: La cogeneración
está necesariamente asociada a procesos productivos que
consumen calor y electricidad. Una gran proporción de la
producción eléctrica es en realidad consumida
simultáneamente en la misma instalación. Esto
implica además que si se

produce una interrupción del proceso de
producción de calor y electricidad, simultáneamente
se reduce el consumo de electricidad. En consecuencia, las
instalaciones de cogeneración solo hacen uso de las redes
de transporte y distribución por el máximo del neto
entre su producción y su consumo de
electricidad.

Además, en el caso en el que el proceso resulte
en una exportación neta de electricidad, esta electricidad
"netea", desde la perspectiva de la red, el consumo de los
clientes cercanos, reduciendo la capacidad de la red necesaria
para abastecerlos.

Del mismo modo, la disminución de los flujos de
potencia en la red disminuye las pérdidas; evidentemente,
este ahorro depende de en que tensión este conectada la
cogeneración, en baja y media tensión, los ahorros
no son en absolutos despreciables.

" Menores emisiones: El ahorro de
energía primaria debido a la mejora de la eficiencia
energética y a la reducción de las pérdidas
en las redes se traduce directamente en un ahorro de combustibles
fósiles, ya que son los utilizados por las centrales
marginales de generación. La combustión de estos
combustibles fósiles es el principal origen de las
emisiones de CO2 de origen antropológico.

Por lo tanto un menor consumo de combustibles
fósiles implica una reducción en las emisiones de
gases de efecto invernadero, así como otros gases y
partículas contaminantes. De este modo, la
cogeneración produce un ahorro de emisiones de CO2 que
abarata el cumplimiento de los objetivos nacionales de
reducción de este gas.

Por último, también es importante
mencionar que otro elemento central que justifica la
promoción de la cogeneración es que la
instalación inicial de plantas de cogeneración
produce un efecto demostración sobre el resto de los
potenciales inversores. La adaptación por parte de los
usuarios de una nueva tecnología nunca es inmediata, sino
que esta se va difundiendo paulatinamente.

La adaptación por parte de unos usuarios facilita
la de otros, ya que se transmite información acerca de su
rendimiento, duración, facilidad de uso, etc.

En ocasiones existen motivos de interés
público para acelerar la implementación de
tecnologías, por ejemplo cuando, como en el caso de la
cogeneración, contribuye al cumplimiento de objetivos
políticos.

La contribución futura de la cogeneración
al cumplimiento de los objetivos de política
energética, debido a las ventajas analizadas, se
realizará a través del desarrollo del potencial de
plantas todavía no explotadas y del reemplazo progresivo
de las instalaciones actuales con centrales más modernas.
Esta renovación ofrecerá una fuente adicional de
eficiencia energética para la economía en su
conjunto, al tiempo que mejora la competitividad del suministro
energético de las industrias.

Además, es probable que el avance
tecnológico que ha tenido lugar en los últimos
años haya desplazado la frontera del potencial disponible
para la instalación de cogeneración, en especial de
muy pequeña escala. Las innovaciones en lo referente a
telemedida y telecontrol de instalaciones, eficiencia de las
centrales de pequeño tamaño, y gestión de
las redes de distribución permitirá en un futuro
integrar en la red una mayor capacidad de
microcogeneración de lo que hasta ahora se ha estimado,
sobre todo relacionada con

empresas de servicios energéticos.

Evolución
del marco de apoyo

El reconocimiento por parte de la Administración
de las ventajas de la cogeneración1 ha dado lugar a la
sucesiva aprobación de distintos regímenes
económicos diferenciados con el fin de incentivar la
instalación de este tipo de instalaciones.

La actividad de cogeneración se define por
primera vez en España en 1980 con la aprobación de
la Ley 82/1980.2 Esta ley estable una serie de derechos y
obligaciones de los autoproductores y un régimen
retributivo diferenciado del resto de la generación de
electricidad.

En 1994 se dio el segundo impulso a al
cogeneración a través del Real Decreto 2366/1994
que desarrollaba los principios de la Ley Ordenación del
Sistema Eléctrico Nacional (LOSEN). Esta Ley detalla de
manera más precisa el esquema de precios de venta de la
electricidad de cogeneración, fijando un término de
potencia, un término de energía y otros
complementos adicionales por los servicios prestados. El
espíritu del régimen económico establecido
en este real decreto es reflejar los costes evitados en
generación, transporte y
distribución.3

En 1997 se aprueba la Ley del Sector Eléctrico
(LSE). Esta Ley introduce un requisito mínimo de
autoconsumo para poder ser considerado autoproductor.4
Como desarrollo normativo de la LSE se aprueba en 1998 el RD
2818/1998, que introduce la posibilidad de participar en el
mercado mayorista de electricidad cobrando el precio marginal del
mercado más una prima que complementa su
remuneración; aunque dicha opción no se
empezó a desarrollar hasta la aprobación del RDL
6/2000. En 2004 se actualizó la regulación del
régimen especial a través del RD 436/2004, cuya
principal innovación fue la indexación de las
tarifas a la Tarifa Media o de Referencia del sistema.

También en 2004 la Comisión Europea
publica la Directiva de fomento de la cogeneración de alta
eficiencia,5 que incluye la elaboración de planes
sobre el potencial de cogeneración y planes de apoyo para
el correcto desarrollo del sector. En España, la
transposición de esta Directiva se realiza en dos etapas:
primeramente mediante el RD 616/2007 y posteriormente con el RD
661/2007 que solo reflejan parcialmente el espíritu de la
primera.

Sin el ánimo de ser exhaustivos, han aparecido
recientemente diversas regulaciones que introducen ciertas
limitaciones y barreras al desarrollo de la cogeneración,
por ejemplo, el RDL 6/2009 y la Orden ITC/3519/2009, entre
otras.

Notas:

1 Denominada autogeneración o
autoproducción inicialmente.

2 Art. 7 de la Ley 82/1980:

Se consideran autogeneradores de energía
eléctrica a los titulares individuales o agrupados de
instalaciones de cualquier tipo que, simultáneamente,
reúnan las condiciones siguientes:

a) Que el fin primordial de sus actividades no sea
el de producir energía eléctrica, pero obtengan o
puedan obtener ésta por sus propios
medios, a partir de la utilización de residuos o
subproductos energéticos
excedentarios de su proceso de producción o, en
general, por cualquier medio que represente una mejora del
consumo energético.

b) Que la producción de energía
eléctrica a que se refiere el apartado anterior se realice
de forma que se deduzca un ahorro
energético dentro de las prioridades de la política
energética gen

3 RE 2366/1994, Art.12

4 En el RD 2818/1998 este requisito era del 30%
para instalaciones de menos de 25 MW. En el RD 436/2004, se
suavizaba este requisito al 10% si se trataba de
cogeneración de alto rendimiento

Beneficio
sectorial de la política

El beneficio social de la política es positivo si
los potenciales beneficios de la cogeneración son
superiores a sus costes; en otras palabras, el valor presente de
la valoración social monetaria del AEP y ahorro de redes
(incluyendo pérdidas evitadas) debe ser superior a la
variación en los costes de inversión. La Directiva
Europea sobre fomento de la cogeneración y la normativa
Española que la transpone, expresa este aspecto en los
siguientes términos:6

El fomento de la cogeneración de alta
eficiencia sobre la base de la demanda de
calor útil es una prioridad comunitaria habida cuenta de
los beneficios potenciales de la
cogeneración en lo que se refiere al ahorro de
energía primaria, a la
eliminación de pérdidas en la red y a la
reducción de las emisiones, en
particular de gases de efecto invernadero. Además, el
uso eficaz de la energía mediante la
cogeneración puede también contribuir
positivamente a la seguridad del abastecimiento
energético y a la situación
competitiva de la Unión Europea y de sus Estados
miembros

La cuantificación de estas aportaciones
entraña una dificultad considerable debido a la
variación en el valor de las aportaciones y costes
evitados por la cogeneración. En particular, debido a la
larga vida útil de las instalaciones, el cálculo de
estas magnitudes debería realizarse teniendo en cuenta un
valor a largo plazo.

En efecto, la manera adecuada de estimar las
aportaciones de la cogeneración es estimando los
costes marginales (medios para las actividades de
redes) de largo plazo de toda la cadena de actividades
(generación, transporte y distribución) por nivel
de tensión (CMLP). De este modo, se evitan los problemas
de volatilidad provenientes del mercado de generación que
en un momento dado puede estar optimizando el corto plazo pero
generando valores queno sostenibles en el largo plazo y las
distorsiones regulatorias en los costes de las actividades
reguladas. Esta alternativa presenta una serie de dificultades:
(1) es una tarea muy laboriosa y (2) requiere de muchas
hipótesis y simplificaciones. Consecuentemente, estas
estimaciones suelen computarse basadas en costes reales lo que
aumenta la transparencia en su cómputo sacrificando
representatividad en el cálculo.

Otro inconveniente es que un análisis social
requiere estudiar no solo la producción eléctrica
sino el conjunto electricidad + calor. Esto complica el
análisis por lo que el ahorro de costes se analiza desde
la óptica del ahorro de costes en el sector
eléctrico específicamente.

En ausencia de una estimación de estos costes
evitados a largo plazo basado en CMLP, se ha realizado una
estimación a partir de los valores actuales de los
principales costes evitados, como el valor de la energía o
los peajes de acceso a las redes con base en la
metodología descrita en la sección 10.

Notas:

5 Directiva 2004/8/CE por la que se instruye a
los Estados Miembro a fomentar la cogeneración de alta
eficiencia en base a la demanda de calor útil y al ahorro
de energía primaria. Posteriormente, mediante
Decisión CE21DEC/2007 esta normativa se
desarrolla más, orientándose al cálculo
homogéneo de los parámetros de eficiencia para
todos los países de la UE.

6 En la normativa actual subsiste cierta
ambigüedad en cuanto a los fundamentos del marco de apoyo
actual: el preámbulo del Real Decreto 661/2007 establece
que "el marco económico establecido en el presente Real
Decreto desarrolla los principios recogidos en la Ley 54/1997, de
27 de noviembre, del Sector Eléctrico, garantizando a los
titulares de instalaciones en régimen especial una
retribución razonable para sus inversiones", para
añadir posteriormente que "la retribución de la
energía generada por la cogeneración se basa en los
servicios prestados al sistema, tanto por su condición de
generación distribuida como por su mayor eficiencia
energética"

El resultado muestra la justificación del esquema
actual de apoyo a la cogeneración, ya que los costes que
evita la cogeneración son superiores a la diferencia entre
el coste sectorial de le generación evitada y el coste
sectorial de la cogeneración, aun en años de
precios de mercados muy deprimidos que no representan un
equilibrio de largo plazo. En el 2008, donde los precios de
mercado estuvieron más cercanos a valores de equilibrio de
largo plazo, el beneficio sectorial de la política ha sido
relevante, aprox. 700 millones de euros.

Especificidades
del marco de apoyo a la cogeneración

A partir del RD 2366/1994 la legislación de apoyo
a la cogeneración y la generación de electricidad a
partir de fuentes de energía renovables se integran con la
creación del régimen especial.7 Esta
integración ha tendido a disimular la diferente
justificación y necesidad de los regímenes
retributivos especiales para ambos grupos de tecnologías.
En la Tabla 1 se muestran distintos objetivos de la
política de promoción y sus objetivos respecto de
la cogeneración y la energía de fuente
renovable.

Notas.

7 El apoyo a la cogeneración a raíz
de la Ley 82/1980 se había desarrollado en el RD 907/1982,
de 2 de abril, que era de específico para la
autogeneración

Otro factor a tener en cuenta en el diseño de los
mecanismos de incentivos para la cogeneración y para la
generación a partir de fuentes renovables es la diferencia
entre las características técnicas de cada
tecnología. Mientras algunos grupos del régimen
especial como la generación a partir de residuos, biomasa
o biocarburantes proporcionan en general un alto nivel de
gestionabilidad y predictibilidad de la producción, tanto
a corto como a medio plazo, otros como la energía solar o
eólica son por naturaleza no gestionables e
impredectibles.

La cogeneración presenta niveles de
disponibilidad muy altos y muy pocos fallos de producción,
por lo que proporcionan un grado de firmeza similar a otras
tecnologías como los CCGTs, actual respaldo de las fuentes
renovables intermitentes. Además, al ser una
generación que está ligada por definición a
un proceso productivo (que consume la producción de
calor), cualquier reducción en la generación lleva
aparejada una reducción proporcional y simultánea
en el consumo,8 por lo que no necesita contar con
capacidad de generación de sustitución
(back-up).

La internalización de los costes que ocasionan
estas diferencias técnicas, y otros costes no asumidos por
los agentes, es el gran desafío actual al que se enfrenta
la Administración para hacer compatible promoción
con viabilidad económica del sistema. Entre estos costes
se cuentan:

" Coste de la capacidad de
generación de back-up, que requieren ciertas
tecnologías;

" Coste del aumento de la banda de
regulación de secundaria: la necesidad de reserva
depende de lo predecible que sea la producción.

" Costes de las inversiones en las
nuevas redes de transporte, necesarias para las centrales que
utilizan energía renovable y que suelen encontrarse lejos
de los centros de consumo;

" Coste del incremento en las
restricciones de red en las zonas relativamente aisladas y
con importante generación no gestionable, lo que obliga al
OS a programar centrales firmes por motivos de
seguridad.

Notas:

8 Esta reducción podrá ser mayor,
igual o menor dependiendo de si la instalación es
exportadora o importadora neta de electricidad

" Aumento de las pérdidas de
la red, debido a que la regulación no prevé que
los generadores internalizen las pérdidas que
ocasionan.9

La capacidad de gestionar a corto plazo la
producción es también mayor en las centrales
térmicas, como la biomasa o la cogeneración, que en
otras centrales, si bien en algunos casos requiere de inversiones
adicionales para mejorar la flexibilidad. Esta capacidad,
más que evitar costes externos, dota al sistema de mayor
capacidad de reserva, rebajando el coste de la operación
del sistema.

La importancia de que los costes y beneficios de cada
tecnología sean transparentes aumenta si tenemos en cuenta
el desigual desarrollo respecto de los objetivos públicos
de capacidad instalada en el que algunas tecnologías ya
han superado holgadamente el objetivo. La siguiente
gráfica muestra la capacidad instalada en cada grupo del
régimen especial (eje vertical de la izquierda) y el
porcentaje de cumplimientos de los objetivos (eje vertical de la
derecha).

En función de la situación descrita,
resulta necesaria una reflexión sobre la necesidad de
volver al espíritu original de la promoción de la
cogeneración plasmada en la normativa Europea, donde se
consagra a la cogeneración como un vector de eficiencia
energética que nada tiene que ver con otras fuentes
renovables, de hecho la mayor parte de la cogeneración no
es con base a fuentes renovables.

Esto implicaría dotar a la cogeneración de
una regulación a medida que en la actualidad es
inexistente.

Notas:

9 Esto es igualmente cierto para la
generación en régimen ordinario

Evolución
de la cogeneración en España

En España, el sector de la cogeneración
tuvo su auge durante la década de los noventa. En este
período, la cogeneración se expandió desde
los 356 MW en 1990 hasta los 4.202 MW en 1999 lo que
significó una tasa de crecimiento promedio anual del
31,5%. A partir de 2000 la tasa de crecimiento se ralentiza
– 3,7% anual promedio – y la potencia instalada crece
hasta los 6.067 MW en 2009 como se observa en la Figura
4.

El desarrollo reciente de la cogeneración
contrasta fuertemente con los objetivos y potenciales estimados
por el gobierno. De acuerdo a la información publicada por
el IDAE11, en España, el potencial de cogeneración
a 2020 se encuentra entre los 9.483 MW y los 12.253 MW; mientras
que el objetivo que establecía el RD 661/2007 para 2010
era de 9.215 MW. La estimación más conservadora
publicada por el Gobierno fija el potencial en 8.400 MW para el
año 201212. Teniendo en cuenta la potencia instalada hasta
2009, el grado de cumplimiento del objetivo se encuentra en el
65%.

Si se realiza un análisis transversal del sector,
se pueden observar ciertas características de
interés. En 2008, la capacidad instalada disponible del
sector se distribuye en 864 plantas; de este total de capacidad
instalada, el 50% se corresponde con instalaciones de potencia
entre 10 MW y 50 MW, pero que representan solo el 16% del total
de instalaciones (139 plantas). Adicionalmente, un 36% de la
capacidad instalada se corresponde a plantas de menos de 10 MW,
las que representan un 59% del total de instalaciones
(512).

Notas:

10 Elaboración: Mercados EMI en base a
información de CNE e IDAE.

11 Instituto para la Diversificación y
Ahorro de la Energía. "Análisis del potencial de
cogeneración de alta eficiencia en España 2010
– 2015 – 2020"

12 Plan de Acción 2008-2012 de la
Estrategia de Ahorro eficiencia energética.

El gas natural es el combustible más utilizado en
el sector con una participación del 76% de la potencia
instalada, seguido por el fuelóleo con un 14% mientras que
el 10% restante está compuesto por principalmente por
cogeneraciones a gasóleo (4%) y gas de refinería
(4%).

Finalmente, un 94% de las instalaciones se encuentra
dentro del esquema implementado por el actual Real Decreto
mientras que el 6% restante se ha acogido a transitorios para
mantener régimen económico de los Reales Decretos
anteriores (50 plantas bajo el RD 436/04) y 5 plantas bajo el RD
2366/94).14

Finalmente, la composición del parque de
cogeneración en términos de potencia de las plantas
y nivel de tensión de conexión ha mostrado una gran
estabilidad en la última década de evolución
del sector, ya que este periodo coincide aproximadamente con la
disminución del dinamismo inversor en la
actividad.

Notas:

13 Elaboración: Mercados EMI en base a
información de CNE

14 El RD 661/2007 derogó los reales
decretos anteriores sobre régimen especial, pero
ofreció a las instalaciones la capacidad de permanecer en
regímenes transitorios

Barreras al
desarrollo de proyectos

La mejora de la eficiencia energética en la
actividad económica y en el consumo final ha sido
identificada como una de las prioridades europeas en materia de
energía, por su contribución a los objetivos de
política energética: la reducción de consumo
de energía propicia una reducción de la dependencia
energética,15 menores emisiones y un ahorro
económico para los consumidores.

Notas:

15 Bajo el supuesto de que la oferta
energética marginal proviene de las
importaciones

La lenta o nula adopción de tecnologías
que ahorran energía, provocando que la eficiencia
energética sea menor que la óptima, es intrigante
por cuanto en las evaluaciones realizadas por multitud de
organismos públicos, muchas de las medidas de ahorro
energético representan además un ahorro
económico (aún en términos
privados).

La cogeneración, como mecanismo de eficiencia
energética, no es ajena a esta problemática. El
desarrollo que ha vivido la cogeneración se ha producido
al amparo de los distintos incentivos que ha implementado la
Administración. Sin embargo, pese al mantenimiento de
dichos incentivos y el potencial existente para el desarrollo de
nuevas plantas, existe un claro estancamiento en la
instalación de nueva capacidad de cogeneración como
se observa en la Figura 4.

Con el fin de identificar las posibles barreras que
obstaculizan el desarrollo de nuevos proyectos de
cogeneración en España, proponemos analizar los
factores que los inversores toman en cuenta al realizar estos
proyectos.

Una instalación de cogeneración requiere
una fuerte inversión inicial (del entorno de 1 – 1,5
millones de euros/MW instalado16). Los inversores esperan
recuperar el valor de la inversión inicial a través
del flujo de caja que generará el proyecto durante la vida
útil de la instalación.

La siguiente figura ilustra los factores que intervienen
en las decisiones de inversión e identifica los
potenciales problemas que puede obstaculizar la
realización de estas inversiones.

Hemos realizado una agrupación de los posibles
obstáculos atendiendo a su origen, identificando tres
grandes grupos de barreras: las que provienen de factores
retributivos (o de costes), las que se producen por problemas de
información e incertidumbre (por ejemplo sobre la
posibilidad de cambios regulatorios), y por último las que
no responden a ninguna de las anteriores, que hemos denominado
otras barreras.

Notas:

16 En las instalaciones con capacidad instalada
menores a 1 MW, el coste de inversión puede ser bastante
más alto.

7.1 BARRERAS RETRIBUTIVAS

La razón más evidente por la que un
proyecto puede no llevarse a cabo es por su falta de viabilidad
económica. Dentro de estas barreras, no solo se pueden
encontrar las barreras asociadas al nivel absoluto de la
retribución17, sino aquellas que tienen que ver con el
diseño y la aplicación del régimen
económico.

Notas:

17 Debido a la existencia simultánea de
otro tipo de barreras, la escasa instalación de nuevas
instalaciones no puede ser atribuido directamente a la
insuficiencia retributiva.

18 Esta regulación, conjuntamente con las
condiciones de conexión, también impide optimizar
la decisión de

exportación-autoconsumo por parte de las
instalaciones, con lo que se ven obligados a pagar peajes no
óptimos.

19 RD 661/2007 art. 3.2 a)

7.2 BARRERAS DE RIESGO

Las inversiones iniciales en los proyectos de
cogeneración se han de recuperar a través de los
flujos de caja que genere la instalación a lo largo de su
vida útil. Por lo tanto, para evaluar correctamente la
viabilidad económica del proyecto se realizan predicciones
sobre el valor de numerosas variables en el futuro.

Parte de esta información es pública y
afecta a todos los inversores, como la incertidumbre sobre la
evolución del precio de los combustibles, pero otra no
está disponible para todos los agentes por igual, como la
probabilidad de quiebra de una empresa industrial, o los planes
de deslocalización de factorías.

Por ello el problema de información se agrava
cuando un inversor distinto al consumidor final es el que
financia el proyecto cual es el caso habitual en la
cogeneración. 20 A diferencia de la mayor parte de
la generación del régimen especial que tiene un
mercado de venta básicamente asegurado, la
cogeneración tiene el riesgo que la demanda de calor
desaparezca y con ello la posibilidad de producir y
consecuentemente vender energía eléctrica. Esta
problemática y otros aspectos que identificamos como
barreras informativas se exponen en la Tabla 5.

Notas:

20 Este tipo de dificultad debido a la
asimetría de información entre el inversor y el
consumidor se enmarca dentro de los conocidos como problemas
principal-agente.

7.3 OTRAS BARRERAS

En ocasiones, un proyecto viable económicamente
puede no realizarse debido a otro tipo de barreras que impiden su
ejecución. El origen de estas barreras se debe en
ocasiones a los efectos indirectos de algunas disposiciones
normativas, o a normativas que han quedado desfasadas por la
evolución del sector. En muchos casos estas normas pueden
ser modificadas con el fin de mejorar la regulación sin
afectar a su objetivo inicial. Hemos identificados algunas
disposiciones normativas que podría afectar
innecesariamente a los proyectos de cogeneración; las
mismas se muestran en la tabla 5.

Medidas
propuestas

Esta sección lleva a cabo el análisis de
las posibles alternativas para remover las barreras identificadas
en la sección anterior. Un elemento importante a destacar
es que con el objeto de asegurar la estabilidad regulatoria, es
prudente que todo cambio normativo que afecte el esquema
retributivo sólo sea válido para las nuevas
instalaciones o bien debería ser planteado como una
opción para las existentes.

8.1 MEDIDAS DIRIGIDAS A BARRERAS
RETRIBUTIVAS

8.1.1 PROMOCIÓN PÚBLICA BASADA EN EL
AHORRO DE ENERGÍA PRIMARIA

La legislación en la que se ampara el marco
actual para el fomento de la cogeneración en España
y Europa establece que éste debe estar basado en la
demanda de calor útil y el ahorro de energía
primario.21 Al basar el marco de apoyo en el objetivo que
se pretende lograr (un aumento de la eficiencia
energética) se persigue proporcionar los incentivos
adecuados a los cogeneradores.

En el marco actual de promoción de la
cogeneración en España definido en el Real Decreto
661/2007 se recogen estos principios. Sin embargo no se
llevó a cabo la adaptación completa de la
Directiva, ya que:

" Se establecen los requisitos
mínimos de eficiencia y el complemento por eficiencia en
función del Rendimiento Eléctrico Equivalente, en
lugar de respecto al Ahorro de Energía
Primario.

" Se retribuye sólo la
energía vertida a la red, no toda aquella que produce un
ahorro de energía primaria.

Ambas medidas están muy relacionadas a las
descritas por la Directiva, por lo que se puede argumentar que
dan lugar a los mismos incentivos. Sin embargo no son
completamente equivalentes. En primer lugar el cálculo del
incentivo a la eficiencia definido en el Real Decreto y basado en
el rendimiento eléctrico equivalente da más valor a
la producción de electricidad sobre la de calor que el
Ahorro de Energía Primaria.

En segundo lugar porque hay instalaciones que no tienen
la opción de verter toda su energía a la red para
obtener el incentivo, y por tanto no reciben ninguna pago por esa
parte de la energía.

Por lo tanto sería conveniente que la normativa
que se apruebe para las nuevas plantas de cogeneración se
alinee con las propuestas de la Directiva Europea sobre fomento
de la cogeneración. Entre otras posibles, algunas
alternativas que pueden estudiarse (ver sección 9.1)
pueden ser las siguientes opciones que por su naturaleza no son
excluyentes:

" Que parte del esquema de
promoción, al menos el complemento por eficiencia
energética, sea calculado sobre el total de la
energía producida, en lugar de sobre la energía
vertida.

" Que el cálculo de dicho
complemento tenga en cuenta el Ahorro de Energía Primario
tal y como lo calcula la directiva.

Notas:

21 RD 616/2007, art. 1 y Directiva 2004/8/CE,
art.1

8.1.2 ELIMINACIÓN DE ESCALONES EN LA
FUNCIÓN DE PRIMAS

Actualmente, debido a que las tarifas y primas
están definidas por bloques de potencia, una mínima
diferencia de potencia instalada puede dar lugar a una diferencia
retributiva importante. Los promotores de cogeneración
tienen en cuenta estos saltos en la retribución de la
demanda de calor del proceso productivo. Como consecuencia, la
elección de la potencia de las plantas no es óptima
des del punto de vista del ahorro de energía que debiese
ser el criterio a seguir. Estos saltos retributivos entre bloques
de potencia tienen otro aspecto negativo, ya que afecta
también a los proceso de ampliación de plantas ya
existentes.

La eliminación de los escalones en la
función de retribución de la cogeneración es
necesaria para mejorar la toma de decisiones de los agentes
respecto al tamaño óptimo y ampliación de
las plantas, pero sin que ello tenga una implicación
retributiva en el conjunto del sector. Efectivamente, este se
puede llevar a cabo sin que la retribución total de la
actividad de cogeneración se vea afectada, por lo que la
medida resulta en un beneficio neto para el sistema.

Numerosas propuestas que re-expresen la función
de retribución actual para evitar la aparición de
discontinuidades, pueden desarrollarse. Por ejemplo, la prima en
cada tramo de potencia podría re-expresarse como una
función lineal de la potencia; la prima que
correspondería a la potencia media de cada tramo
debería coincidir con la tarifa actual. La sección
9.2 muestra un ejemplo de cómo podría ser
introducida esta medida. Otra posibilidad es desarrollar una
función acumulativa por bloques como se aplica en otras
experiencias. La sección 9.2 también desarrolla
alternativas a estas medidas con el fin de disminuir los
desincentivos para la ampliación de plantas.

8.1.3 COSTES ADMINISTRATIVOS

El objetivo de la siguiente propuesta es disminuir la
carga financiera que representan los costes administrativos
actuales para el desarrollo de nuevos proyectos son adecuados a
la luz de las características técnicas de las
plantas de cogeneración. La propuesta considera las
alternativas disponibles a los avales impuestos al solicitar el
acceso a la red y el registro de pre-asignación de
retribución.

El reciente crecimiento del número de
instalaciones de energía renovable ha introducido mayor
complejidad en algunos procesos del sistema. En particular, en la
asignación de la capacidad de conexión disponible,
en la planificación de la expansión de la capacidad
de las redes de transporte y distribución, y en la
revisión del régimen retributivo una vez alcanzado
los objetivos de capacidad instalada, puesto que es
difícil saber cuándo se alcanzan dichos objetivos.
Parte de esta complejidad se deriva de que un gran número
de proyectos no cuentan con la solvencia adecuada y no llegan a
completarse nunca.

La Administración, por medio de la
imposición de avales, ha pretendido distinguir la calidad
de las solicitudes presentadas. El coste final que suponen estos
avales son menores para las instalaciones más solventes,
aquellas que con mayor probabilidad culminarán el proceso
y recuperarán los avales. Por tanto, tanto gracias a los
avales como al proceso de registro previo, la
Administración disuade a los proyectos de menor solvencia
y consigue mejor información sobre las plantas que
finalmente se instalarán. Sin embargo, esto se hace a
coste de aumentar el coste de las plantas, debido al coste
financiero de los avales.

La dinámica de instalación de las plantas
de cogeneración contrasta con lo ocurrido con otras
tecnologías englobadas en el régimen especial. En
primer lugar por el escaso crecimiento de la potencia instalada
en los últimos años. En segundo lugar y sobre todo
debido a que el potencial total de cogeneración
está limitado por los emplazamientos que demandan
suficiente calor útil (en general emplazamientos
industriales) mientras que en otras tecnologías, el
potencial es básicamente infinito si se asume costes
crecientes y es muy difícil identificar exactamente el
potencial realizable para un determinado nivel de
incentivo.

Adicionalmente, es importante remarcar que las plantas
de cogeneración se suelen instalar en ubicaciones
más cercanas a los centros de consumo, y sus programas
presentan un mayor grado de firmeza, y capacidad de
gestión. Por tanto, la conexión de la
cogeneración no suele competir, en general, con otras
solicitudes de acceso, ni requerir el mismo nivel de refuerzo en
las redes que otros proyectos del régimen
especial.

Debido a estas características, el régimen
general impuesto para controlar los proyectos de régimen
especial no parece necesario para las plantas de
cogeneración, aspecto vinculado al problema ya
desarrollado en el numeral 5 sobre la necesidad de dotar a la
cogeneración de un marco regulatorio
específico.

Por ello se proponen las siguientes alternativas al
sistema actual: