" Solicitar a los operadores de red una
metodología para la fijación de avales Determinar
los avales necesarios al solicitar el acceso a la red en
función de si existe o no capacidad excedentaria en el
punto de conexión y de si hacen falta refuerzos en la red,
en lugar de ser los mismos avales en todas las
circunstancias.
" Modificar la posibilidad de solicitud
simultánea de acceso y conexión a la red,22
aplicando el aval sólo para el trámite de solicitud
de conexión y no para el de acceso.
" Reemplazar los avales por un contrato
con el consumidor de la demanda térmica que indique el
compromiso de la inversión.
" Eliminar la obligación de
registro de pre-asignación para las instalaciones de
escaso potencial crecimiento, en particular la
cogeneración, o al menos la necesidad de
avales.
El resultado de considerar las medidas propuestas es
reducir el coste administrativo para los proyectos de
cogeneración, sin que ello tenga un impacto negativo sobre
los objetivos que persigue la administración al fijar los
avales actuales.
8.2 MEDIDAS DIRIGIDAS A BARRERAS DE
RIESGO
Las barreras que hemos identificado en la
categoría de "riesgos" son aquellas que aumentan el riesgo
de la inversión, lo que afecta al coste de la
financiación de los proyectos. A continuación se
describen las medidas propuestas.
8.2.1 RECUPERACIÓN ACELERADA DE LOS COSTES DE
INVERSIÓN
Las plantas de cogeneración son inversiones con
un largo periodo de maduración. Esto quiere decir que para
recuperar su inversión dependen del flujo de ingresos que
van a obtener a lo largo de muchos años de
operación. Cualquier modificación del flujo de
ingresos en estos años pondría la viabilidad
económica del proyecto.
Las inversiones en cogeneración son además
inversiones específicas, ya que la mayor parte de la
inversión corresponde a la infraestructura en la
ubicación de la planta. En caso de fracaso del proyecto,
solo una pequeña parte de la inversión inicial, el
generador, podría recuperarse mediante el trasladado a una
ubicación alternativa.
Debido a estas dos características, las
inversiones de cogeneración son muy sensibles al riesgo de
que desaparezca la demanda de calor para la cual fueron
diseñadas. Este riesgo aumenta con el tiempo, ya que el
estado de la economía y las industrias es más
difícil de predecir cuanto más nos alejamos del
momento presente. Los procesos de reconversión industrial
y deslocalización empresarial aumentan este riesgo cliente
de las inversiones en cogeneración.
Es crítico desarrollar medidas para reducir el
impacto del cierre anticipado de las plantas de
cogeneración, y con ello reducir el riesgo de la
inversión. Un menor riesgo facilita el acceso a la
financiación y reduce el coste de esta.
El resultado neto de la medida no representa
ningún coste para el sector eléctrico en su
conjunto.
Una alternativa que debiese estudiarse podría
consistir en permitir una recuperación más
acelerada de los costes inversión, mediante una tarifa
inicial más alta o un mayor complemento por ahorro de
energía primaria en los primeros cuatro años de
funcionamiento. La normativa actual ya contempla una
corrección por antigüedad cuyo efecto es equivalente
al propuesto, pero que se aplica a partir de los diez años
de antigüedad. La siguiente figura muestra el esquema
propuesto:
Además del caso citado para la
cogeneración, la recuperación acelerada de los
costes de inversión está siendo utilizada en
España para las nuevas instalaciones de régimen
ordinario, ya que el incentivo a la inversión regulado en
la orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, otorga este
incentivo durante un periodo de 10 años, un plazo menor
que la vida de las centrales de generación que lo
reciben.
Para que el resultado financiero neto sea nulo para el
sistema eléctrico, el incremento de la prima en los
primeros años de vida de las plantas sería
compensado con una bajada en los posteriores, de forma que ambos
flujos sean equivalentes en términos de valor presente
.
8.2.2 ACTUALIZACIÓN DE PRIMAS POR
COMBUSTIBLE
El objetivo de esta medida es minimizar los
desvíos entre la evolución de los costes de las
plantas de cogeneración y sus ingresos. Los desvíos
aumentan por un lado la necesidad de capital circulante, y por
otro la volatilidad de los flujos de caja del proyecto, lo que
aumenta el riesgo de las inversiones. La reducción de
estos desvíos facilita el acceso a la financiación
y reduce el coste de esta.
Con el fin de disminuir estos desvíos, existen
varias opciones: i) tener una evolución de los
ingresos que refleje la evolución de los gastos;
ii) que la evolución de los ingresos sea
predecible, y permita indexar los gastos a la fórmula de
actualización de los ingresos; y iii) que se
pueda cubrir el riesgo de diferencias entre los ingresos y los
gastos.
Los costes de combustibles a los que tiene que hacer
frente un cogenerador son los estipulados en los contratos de
suministro que hayan firmado y se establecen en el marco de las
negociaciones previas y/o posteriores al contrato. Estos
contratos suelen tener una duración mayor de un año
y en función de su duración estar indexados a
algún indicador de la evolución del precio del
gas.
La normativa actual que regula la cogeneración ha
reflejado la necesidad de que ingresos y gastos evolucionen
paralelamente para evitar los desvíos, contemplando
ajustes de la retribución, tarifas y primas, en
función de la evolución del coste de los
combustibles que utilizan las plantas.23 Para ello
actualiza las tarifas y primas por un porcentaje de la
variación del precio final de combustible de las
instalaciones. Sin embargo, las fórmulas de
indexación recogidas en la regulación no minimizan
los desvíos ya que no se corresponden a ninguna de las
tres opciones señaladas24 y no se ajusta a las opciones
que planteamos al inicio de esta sección:
" No refleja exactamente la
evolución de los costes, ya que estos no varían
trimestralmente, y no pueden estar indexados al precio del gas
base en España por falta de un indicador transparente y un
mercado líquido.
" La evolución de los precios no es predecible,
ya que el precio resultante de las subasta reflejara las
condiciones de suministro que se esperen para el siguiente
semestre.
" No permiten una cobertura del riesgo,
ya que el coeficiente ßSB se puede modificar, y no existe
un mercado a futuro líquido sobre el precio base de gas en
España (el producto que se vende en las
subastas)
Por lo tanto el sistema de actualización
podría mejorarse contemplando alguna de las siguientes
opciones, las cuáles deberían estudiarse
cuidadosamente:
" Utilizar el precio medio de las
importaciones gas natural declarado en las aduanas
Españolas, cuya evolución estará muy
relacionada con la evolución del coste del suministro
final a los cogeneradores.
" Fijar el valor de ßSB igual a
cero, con lo que la actualización del coste de la materia
prima seguiría la fórmula del precio de referencia,
que es predecible.
" Utilizar la media entre las
cotizaciones medias del Henry Hub y el Nacional
Balacing Point para entrega en los 12 siguientes meses, ya
que permite la cobertura de riesgos.
Notas:
23 RD 661/2007, art. 44.1 y el Anexo
VII
24 Como ejemplo, podemos analizar el
funcionamiento actual de las fórmulas de
actualización de las primas de las instalaciones de gas
natural, las más numerosas. Para actualizar estas el
precio del combustible que se utiliza se construye como la suma
entre los peajes de gas y el precio de la materia prima. A su
vez, el cálculo del coste de la materia prima depende,
tras la última modificación normativa (Orden
ITC/1660/2009, modificada por la orden ITC/1506/2010 ) en una
media ponderada entre el valor de las subastas semestrales de gas
base para el suministro de último recurso y un precio de
referencia del gas.
( ) (1 ) Precio de Referencia
Ajuste por mermas
Coste Materia Prima Precio Subasta Variación
Peajes
regas y transporte
+ Å
= Å cogeneración SB SB ²
²
Mientras que el precio de la subasta refleja el valor
esperado del gas consumido en España en el
siguiente
semestre, el precio de referencia corresponde al un
valor del gas indexado a la evolución del Brent y del tipo
de cambio. La fórmula de este precio de referencia
es:
( )
$ €n
n
Tipo de cambio
Precio de Referencia 0,710093 0,027711 Brent
+ Å
=
Con un precio del Brent de 75 $/barril, una
modificación del precio del Brent de un 1% tendría
un impacto sobre el precio de referencia de 0,7454%.
El factor de ponderación ßSB se corresponde
con la proporción que el gas comprado en la subasta
representa sobre el total de ventas previstas de gas en
último recurso, y su valor ha sido fijado en 0,5.
Según vaya disminuyendo la demanda cubierta por los
comercializadores de último recurso, o se aumente la
cantidad subastada, el valor de ßSB se acercará a
1.
8.2.3 ACTUALIZACIÓN DE PRIMA POR
CO2
La regulación actual prevé la
actualización de las tarifas y primas de la
cogeneración cuando se produzcan variaciones de los costes
subyacentes de la actividad. Una primera actualización
tiene en cuenta la evolución del nivel general de precios
del país, medido por el IPC. La otra se aplica en
función de la evolución del precio de los
combustibles. Estas actualizaciones intentan ofrecen una
cobertura natural ante el riesgo de variaciones de estos
costes.
La entrada en vigor de la Directiva 2003/87/CE, sobre
comercio de derechos de emisión de gases de efecto
invernadero implicó la imposición de un nuevo coste
ambiental para aquellas las instalaciones térmicas
afectadas por la Directiva (aquellas con más de 20 MW
térmicos instalados). Durante las primeras fases de este
mecanismo de comercio de emisiones, este coste no se ha
materializado ya que las instalaciones de cogeneración han
recibido de la Administración una cantidad de derechos de
emisión con los cuales hacer
frente a sus obligaciones. Sin embargo, es probable que
a partir del año 2012 cese el reparto de estos derechos, y
las instalaciones deban asumir este coste. Específicamente
está previsto que los derechos de emisión se
subasten en su totalidad para el sector eléctrico desde el
inicio de la fase y progresivamente hasta el 2027 para los
procesos de calor.
El coste de los derechos afecta a la rentabilidad de las
instalaciones por cuanto no es un coste totalmente repercutible
en el precio de la producción de la cogeneración,
electricidad y calor. Esto es evidente en el caso de las
instalaciones acogidas a la modalidad de venta a tarifa, ya que
un aumento de coste no se traduce en un aumento de
retribución si la tarifa no se actualiza. También
es evidente en el caso de instalaciones antiguas, cuyos contratos
de venta de calor es poco probable que permitan el traslado del
coste de los derechos de emisión a partir de
2012.
Esta propuesta persigue garantizar la coherencia interna
de la regulación respectos a los ajustes que se llevan a
cabo en el régimen retributivo de la actividad de
cogeneración, proponiendo la introducción de un
sistema de actualización ligado al coste de los derechos
de emisión para las instalaciones sujetas a estos costes.
En este sentido, siguiendo la lógica de ajustes de la
retribución de la normativa actual, a partir de 2012 los
ajustes de las tarifas y primas de las instalaciones afectadas
deberían contar con una actualización en
función del coste de los derechos de emisión
conceptualmente similar a la que actualmente se aplica a la
evolución del precio de los combustibles.
8.3 MEDIDAS DIRIGIDAS A OTRAS BARRERAS
Las barreras que hemos identificado en la
categoría de "otras" son aquellas que no afectan
necesariamente a los ingresos o costes de los proyectos, pero que
obstaculizan que se lleven a cabo. A continuación se
describen las medidas propuestas
8.3.1 REGULACIÓN DE
CONEXIÓN
Las condiciones de acceso a las redes de
distribución y transporte son aspectos claves del
éxito de los proyectos de cogeneración, hasta el
punto de que pueden bloquear la ejecución de proyectos
económicamente rentables.
Entre las condiciones de dicho acceso importantes para
la viabilidad de los proyectos están:
" La relación entre la
conexión del consumidor y del generador (que en muchos
casos son la misma persona jurídica).
" La duración y
complicación de los trámites para conseguir la
conexión.
" El nivel de tensión de la
conexión, en cuanto que comporte acometidas más
largas.
Estas condiciones del acceso a la red son especialmente
relevantes para aquellas instalaciones en las que, debido a su
menor tamaño, el coste de este acceso representa una
proporción mayor de los costes totales.
La regulación España no contempla
todavía procedimientos específicos para el acceso a
las redes de estas instalaciones de menor tamaño. Sin
embargo, dada las características de estas instalaciones,
su conexión no produce en la red el mismo impacto que las
instalaciones mayores, y por tanto podrían estar sujetas a
requisitos menos exigentes.
Además, el desarrollo de estos procedimientos
vendrá impuesto en el futuro por la necesaria
transposición de la Directiva 2009/28/CE, relativa al
fomento del uso de energía procedente de fuentes
renovables.
De cara a aliviar la barrera que suponen los requisitos
de acceso a las redes, se debería agilizar la
aprobación del real decreto actualmente en
elaboración sobre regulación de la conexión
a la red de instalaciones de pequeña potencia. Este real
decreto debería tener como objetivos
mínimos:
" La adaptación de los requisitos
del proceso al impacto de la instalación en la red,
habilitando un procedimiento simplificado para las instalaciones
a las cuales se les pueda presumir un impacto nulo
" La clarificación de los
aspectos de conexión y medida para evitar que se den
soluciones no homogéneas entre los distintos operadores de
red, o entre distintas instalaciones
8.3.2 INCENTIVOS PARTICIPACIÓN EN EL
MERCADO
Es importante adaptar el sistema de promoción
actual de la cogeneración para disminuir las barreras a la
participación en el mercado mayorista de
generación. La regulación española ha
promovido activamente la participación de las centrales
acogidas al régimen especial en el mercado de
generación. El sistema eléctrico se beneficia de
esta participación por cuanto las plantas, al estar
expuestas al precio de mercado, alteran su comportamiento en
función de las n ecesidades del sistema. En el caso de
centrales no gestionables, dicha alteraciones pueden implicar
mejorar las previsiones de producción para evitar el coste
de desvíos o trasladar los planes de mantenimiento a los
periodos de menor precio, como primavera o por las noches. En el
caso de centrales gestionables, como la cogeneración, las
aportaciones al sistema se pueden asemejar a las de una planta de
régimen ordinario. Por su parte, las plantas que
participan en el mercado esperan recibir una mayor
retribución, bien a través un precio medio mayor
(si trasladan su producción a horas de mayor precio), o de
la contraprestación por participar en los mercados de
operación.
Sin embargo, la participación en el mercado
también supone asumir mayores costes y riesgos. Los costes
se originan tanto al variar el programa de generación,
como por la necesidad de participar activamente en el mercado.
Los riesgos por su parte son consecuencia de la volatilidad del
precio de mercado.
En los últimos años, esta volatilidad ha
tendido a aumentar como consecuencia de las tensiones
internacionales sobre el precio de los combustibles y la mayor
participación de fuentes de generación no
gestionables. Cuando un cogenerador elige la modalidad de venta a
mercado, que implica permanecer en ella durante al menos un
año, debe asumir por tanto que el precio que va a recibir
puede tener grandes oscilaciones, tanto en el corto como en el
medio plazo.
En teoría un cogenerador podría cubrirse
del riesgo que supone esta volatilidad vendiendo en un mercado a
futuro parte de la energía que va a producir durante el
siguiente año, y recibiendo por ello un precio fijo. Esta
cobertura se podría realizar en mercados organizados como
OMIP, CESUR o a través de un intermediario que lo contacte
con una embargo, esta opción en la práctica puede
no estar disponible para una parte de los cogeneradores. La
participación en estos mercados a futuro implica costes de
transacción (adherirse al mercado, garantías y
avales, costes de formalización de contratos…) que
representarían una proporción demasiado grande del
valor de la energía que se pretende vender.
Por lo tanto, la participación el mercado,
especialmente para las instalaciones de menor tamaño, se
ve limitada porque no es fácil cubrir el riesgo que
supone.
Desde un punto de vista de cobertura, la opción
actual de venta a tarifa actúa de manera similar a un
contrato a futuro durante el año de permanencia
mínima en esta opción. Sin embargo, debido al
tiempo mínimo de permanencia, a que cubre el 100% de la
energía al mismo precio, y a que no permite la
participación en los servicios de ajuste del sistema,
dicha opción no permite aprovechar las ventajas de
participación en el mercado.
Una forma de aportar esta cobertura sobre los ingresos
para las instalaciones que han escogido la opción de
mercado sería establecer trimestralmente la prima en
función de los precios de mercado esperados, por ejemplo
en referencia a las subastas CESUR. En la sección 9.3 se
desarrollan algunas opciones para implementar de forma
práctica esta medida.
8.3.3 LÍMITE DE CAPACIDAD EN EL SISTEMA DE
PRIMAS
El objetivo de la siguiente propuesta es adaptar los
límites actuales a la promoción de la
cogeneración a la luz de los objetivos de eficiencia
energética que se persiguen. En particular, se
trataría de reconciliar la normativa española con
la Directiva Europea sobre fomento de la cogeneración.
26
Esta Directiva establece el marco europeo actual para
los planes de fomento de la cogeneración, poniendo como
requisito que esta sea de alta eficiencia, es decir, que
represente al menos un 10% de ahorro de energía
primaria.27 La Directiva Europea ha inspirado el marco
actual de fomento de la cogeneración de alta eficiencia en
España, establecido en el Real Decreto 661/2007; no
obstante, este Real Decreto presenta dos grandes diferencias
respecto al marco definido en la Directiva. Por un lado, el
requisito de eficiencia se basa en el Rendimiento
Eléctrico Equivalente en lugar de en el Ahorro
de
Energía Primaria. Por otro, se establece un
límite adicional al mecanismo de promoción basado
en la potencia de las plantas.
El régimen general de promoción solo
abarca a plantas de hasta 50 MW, en virtud del de límite
de capacidad para pertenecer al régimen especial impuesto
en la Ley del Sector Eléctrico.28
Complementariamente, el art. 30.5 de la situada Ley
habilita al Gobierno para fijar un complemento retributivo a las
instalaciones de cogeneración de más de 50 MW. En
virtud de ello se establece una prima decreciente para las
plantas de cogeneración que cumplan el requisito de
eficiencia y tengan entre 50 y 100 MW. Esto nuevamente, es un
problema derivado de la ausencia de un marco regulatorio
específico para la cogeneración basado en los
ahorros de energía primaria que genera.
Dado que es posible que exista potencial de
cogeneración que se pudiera abastecer con plantas de
más de 100 MW, este límite supone una
distorsión en las decisiones de los agentes. Estos
podrían optar por construir una instalación
cubierta por el sistema actual de promoción, y cubrir el
resto de la demanda de calor útil con tecnologías
convencionales no eficientes.
En definitiva este límite de capacidad
estaría en conflicto con los objetivos de la Directiva
Europea de fomento de la cogeneración debido a las
distorsiones que ocasiona. Por ello, parece justificado
replantearse estos límites de cara a acceder al sistema de
promoción de la cogeneración.
Notas:
25 Podría obtener una cobertura parcial
participando en las subastas CESUR, ya que hasta la fecha en
estas subastas no se han subastado productos anuales.
26 Directiva 2004/08/CE, transpuesta al
ordenamiento español a través del Real Decreto
616/2007
27 En el caso de las plantas de pequeña
escala y microgeneración es suficiente con que haya ahorro
de energía primaria.
28 Ley 54/1997
8.3.4 EFICIENCIA ENERGÉTICA EN LAS
ADMINISTRACIONES PÚBLICAS
Resulta crítico y urgente mejorar los incentivos
para la toma de decisiones que impliquen eficiencia
energética en el entorno de las Administraciones
Públicas.
Los proyectos de cogeneración operativos en
España se han realizado mayoritariamente ligados a
sectores industriales intensivos en energía. En estos
sectores la cantidad y calidad de la energía es una
variable importante del proceso productivo y su coste un factor
clave de su competitividad. Debido a que estas empresas operan en
entornos competitivos, la reducción del coste
energético ha sido una motivación clave para la
puesta en marcha de estos proyectos.
Una buena parte del potencial no explotado de
cogeneración se encuentra en instalaciones operadoras por
la Administración pública. Estas instalaciones
operan en sectores económicos donde la competencia es
menor, y el coste final del servicio no representa una variable
tan importante en la gestión. Por lo tanto, los incentivos
proporcionados a los gestores para la minimización del
coste energético no han sido tan fuertes como en otros
sectores, y esto explica la poca implantación de
soluciones de eficiencia energética.
En los últimos años la preocupación
sobre las medidas de eficiencia energética ha ido en
aumento debido al coste económico que supone la alta
intensidad energética relativa de la economía
española y a los esfuerzos actuales de
consolidación fiscal. Esta preocupación se pone de
manifiesto en los esfuerzos llevados a cabo por el IDAE, pero que
son insuficientes si no existen mejores incentivos para la toma
de decisiones. Sin embargo, alinear los incentivos de los
gestores con los intereses de la Administración resulta
complicado pues exige modificaciones de gran calado ajenas a la
política energética.
Existen algunas medidas que han mostrado su efectividad
a la hora de introducir incentivos indirectos en la toma de
decisiones. Estas decisiones pasan por incentivar el efecto
reputación e imagen exterior de las Administraciones y
gestores implicadas. En especial mediante la comparación
con grupos de iguales. Las medidas que se podrían
introducir son:
" Dar publicidad a las mejores
prácticas de medidas de eficiencia energética en la
Administración
" Publicar informes periódicos
sobre la intensidad energética en la prestación de
servicios públicos en las distintas comunidades
autónomas e instalaciones individuales. Los ahorros de
energía primaria resultantes de las plantas de
cogeneración se computarían como menor consumo. Por
ejemplo:
o Consumo energético per cápita de los
sistema de salud y educación autonómicos, y su
evolución
o Lista de los mayores consumidores de energía
entre las instalaciones públicas
Estas medidas de transparencia y comparación
suponen un primer paso en la introducción de incentivos a
la eficiencia energética para los gestores de
instalaciones públicas. Estos incentivos pretenden alinear
los intereses de los gestores con los de las Administraciones que
los nombran: minimización del coste energético e
incremento de la eficiencia energética.
8.3.5 TRATAMIENTO DE LA
MICROCOGENERACIÓN
Se denomina microcogeneración a la
cogeneración de menos de 50 kW. Los avances
tecnológicos recientes sobre telegestión,
gestión de la red de distribución y en la
eficiencia de las propias plantas apuntan a que este tipo de
tecnología puedan tener un importante desarrollo en los
próximos años de la mano de las ventajas que
aportan en eficiencia energética y ahorro de costes, ya
que producen en el lugar de consumo. El objetivo de esta
propuesta es por tanto permitir el despliegue de estas
tecnologías.
La microcogeneración está incluida dentro
de lo que se considera cogeneración de pequeña
escala, con menos de 1 MW eléctrico de potencia. La mayor
parte de la problemática de la microcogeneración es
extensible también al resto de la cogeneración de
pequeña escala, así como las medidas
propuestas.
Actualmente la microcogeneración, al igual que
otras tecnologías de microgeneración, no cuenta con
un marco normativo específico, estando sometidas a la
normativa general del régimen especial. Sin embargo, la
pequeña escala de este tipo de proyectos implica que su
estructura de costes difiere sustancialmente de la de las plantas
de cogeneración convencionales. En particular, aquellos
costes que no varían con el tamaño de la planta
tienen una relevancia especial en proyectos cuyo presupuesto es
generalmente reducido.
A pesar de estar englobado en la misma normativa que las
instalaciones que usan energías renovables, sí
existe discriminación contra la microcogeneración
en algunos otros desarrollos normativos de apoyo, como en el caso
de la normativa técnica de edificación.
Esta normativa viola los principios de neutralidad
tecnológica al no fijar los requisitos en función
de los objetivos – eficiencia energética,
producción libre de CO2- sino de soluciones
tecnológicas concretas.
Dentro de la normativa general tampoco se contempla un
tratamiento administrativo y un sistema de liquidaciones
diferenciado para plantas de menor escala. Sin embargo, la
experiencia ganada con el desarrollo de las plantas
fotovoltaicas, en general de pequeña potencia, muestra que
el sistema actual no es el más adecuado para aprobar,
auditar y liquidar un número elevado de
plantas.
La heterogeneidad de las plantas de
microcogeneración, debido a que las soluciones se adaptan
a cada cliente y el avance tecnológico incorpora novedades
constantemente, hace inadecuado el sistema retributivo actual.
Este sistema se basa en la determinación de retribuciones
diferentes según las características de las
plantas, y en el caso de plantas tan heterogéneas
llevaría a un gran nivel de complejidad y falta de
transparencia del sistema.
Por ejemplo, el régimen económico
estándar:
" no discrimina suficientemente
según el nivel de potencia29;
" no discrimina según el
combustible, lo cual implica que algunas opciones son más
difíciles de desarrollar (microcogeneración con
GLP, biomasa, gasoil,…); y
" es más difícil
discriminar según los usos energéticos diferentes:
energía mecánico, calor, frío,
trigeneración,…
Por último, en el caso de la
microcogeneración el consumidor y productores son en
muchas ocasiones el mismo cliente y la existencia de contratos de
acceso diferenciados para la importación y
exportación de electricidad dificulta la gestión
administrativa de las conexiones.
Una propuesta de mejora podría basarse en los
siguientes puntos, que son descritos con más detalle en la
sección 9.4:
" Desarrollo del concepto de "net
metering".
" Sustitución de las primas a la
producción por mecanismos de subvenciones a la
instalación de potencia.
La implementación de un nuevo sistema de apoyo
específico para la microcogeneración tendría
las siguientes ventajas
" Reducción de trámites
administrativo, que implica la reducción de costes para
los promotores y la Administración
" Eliminación de la posibilidad
de fraude, y el coste de inspección relacionado
" Mejor control sobre la potencia de los
flujos en las redes
" Mayor facilidad para reconocer
retributivamente a la distribución los costes asociados
con la generación distribuida.
" Mayor facilidad para implantar medidas
de gestión de la demanda.
Notas:
29 Distinguir entre bloques de 0,5 MW de potencia
no es suficiente en plantas de pequeño
tamaño
Apéndices
APÉNDICE I: OPCIONES PARA EL DESARROLLO DE LAS
MEDIDAS PROPUESTAS
El objetivo de este apéndice es ofrecer una
descripción detallada de algunas de las propuestas
presentadas en la sección anterior.
9.1 ALTERNATIVAS PARA LA PROMOCIÓN
PÚBLICA BASADA EN
EL AEP
En la sección 8.1.1 se planteaba la necesidad de
re-alinear la normativa española con la Directiva Europea,
para que el incentivo a la cogeneración tenga una
relación directa con el ahorro de energía primario
que se consigue. Entre otras posibles, existirían las
siguientes opciones no 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.
Estas medidas deberían ser introducidas sin
afectar al resto del esquema de fomento. En particular existe el
riesgo de que si se retribuye el total de la generación en
lugar de la vertida se re-escalen las tarifas y primas hacia
abajo, para mantener el coste del sistema igual. Esto
afectaría tanto a las instalaciones que:
" Debido a la conexión solo
podrán seguir un esquema todo-todo, ya que la prima que
reciben bajaría.
" A aquellas que auto-consumen solo un
poco (menos de la media), ya que lo que ganarán por la
prima al total no compensará la bajada sobre la prima a la
exportación.
Esta propuesta también implica riesgos para las
plantas actuales, ya que la Administración podría
implantar los cambios de forma retroactiva
9.2 ALTERNATIVAS PARA LA ELIMINACIÓN DE
ESCALONES EN LA FUNCIÓN DE PRIMAS
En la sección 8.1.2 se sugería una
alternativa para evitar las distorsiones en la toma de
decisión sobre el tamaño óptimo de las
plantas de cogeneración y su expansión
posterior.
El objetivo de esta sección es describir una
opción para el desarrollo de esta medida.
También se contempla una opción
alternativa para el caso en el que siguiesen existiendo escalones
retributivos y que iría dirigida a solventar los
incentivos inadecuados para la expansión de
plantas.
La siguiente tabla muestra un ejemplo de la
función lineal propuesta. La ventaja de esta forma de
expresar la función es que el valor de la tarifa para cada
bloque de potencia forma parte de fórmula, con lo cual se
puede garantizar que la nueva función no da lugar a un
nivel retributivo medio diferente.
Además de mejorar los incentivos para que los
agentes adapten el tamaño de las plantas a la demanda de
calor útil, con esta medida se consigue ajustar la
retribución percibida por cada planta a sus costes reales,
ya que estos no presentan las discontinuidades de la actual
retribución, sino que evolucionan en función de la
potencia de la planta.
La siguiente figura muestra de manera gráfica una
comparación entre ambos sistemas.
La medida propuesta racionaliza el régimen
retributivo al ligar de manera más directa
retribución y coste. De esta forma también
contribuiría a solventar otros problemas consecuencia del
sistema de los escalones actuales, como el régimen
retributivo de las nuevas ampliaciones de las instalaciones
existentes. La siguiente sección desarrolla una medida
alternativa para esta problemática.
Si la función lineal por bloques no se
desarrollase y siguiesen existiendo saltos retributivos se
podría intentar igualmente paliar los incentivos
distorsionados para el aumento de potencia de las plantas ya
existentes mediante otras propuestas.
La barrera actual surge porque la demanda de calor
útil de los consumidores suele variar con el tiempo, y
para aprovechar al máximo el potencial de
cogeneración y la eficiencia energética que se
deriva de su uso, las plantas de cogeneración deben poder
adaptarse a estos cambios, aumentando su potencia instalada
según aumenta la demanda de calor.
Actualmente, las tarifas y primas están definidas
por bloques de potencia. Para la determinación del bloque
de potencia que corresponde a una instalación, se suma las
potencias de todas las instalaciones que tengan en común
al menos un consumidor de energía térmica (o que la
energía residual que utilizan provenga del mismo proceso
industrial), a menos que hayan transcurrido al menos cinco
años entre la puesta en marcha de las distintas
instalaciones. Al realizarse esta suma puede darse el caso de que
la potencia resultante implique un cambio del bloque de potencia
de la función de retribución.
Cuando la ampliación de capacidad resulta en una
disminución total de la retribución, se
desincentiva la instalación de esta potencia adicional,
obstaculizándose la deseable adaptación de la
potencia a la demanda de calor útil. Esta
disminución es, además, injustificada, ya que
aunque los costes de estas ampliaciones son ciertamente menores
que los correspondientes a una planta totalmente nueva de la
misma potencia, los costes de la planta existente no se reducen,
por lo que la retribución de la planta original no
debería verse afectada.
Los costes de realizar una ampliación de
capacidad no planificada son diferentes a los de llevar a cabo un
proyecto de cogeneración por fases. Como el objetivo de la
regulación actual reside en proporcionar una rentabilidad
razonable a las plantas, ambas situaciones deben tratarse de
forma distinta. La regulación actual distingue ambas
situaciones por medio del plazo de cinco años, por debajo
del cual se suman las potencias de las plantas.
Sin embargo, dicho criterio no es perfecto y puede dar
lugar a una discriminación injustificada de algunos
proyectos. Como la demanda de calor no suele poder esperar varios
años para cumplir este plazo, es probable que se instalen
tecnologías alternativas de generación de calor.
Una vez instaladas, no sería económicamente
justificable su sustitución por plantas de
cogeneración hasta pasados muchos años. Este
problema sólo surge cuando la potencia de las
instalaciones de cogeneración están cerca del
límite entre los bloques de retribución, y la
adición de potencia supone un pasar de un bloque a
otro.
Entre las medidas posibles estarían:
" Reducción del plazo de cinco
años pero incorporando requisitos adicionales que
justifiquen una ampliación de capacidad no previsible en
el momento de la instalación (por ejemplo debido a un
nuevo proceso productivo, o el aumento de la
producción)
" Creación de una
categoría retributiva nueva, denominada
"instalación complementaria". Esta categoría
acogería a las instalaciones que cumplieran dos
condiciones:
o Suponen aumentos de potencia de las instalaciones
existentes, pero han sido construidas con posterioridad a la
planta original (y que no pueden ser considerados como
modificaciones sustantivas).
o Sea solicitado por el promotor, ya que el promotor
sólo lo solicitará cuando se pudiera producir un
cambio de bloque de retribución, y no cuando la planta
ampliada permanezca en el mismo bloque.
La prima que se asigne a estas instalaciones
debería ser menor que la prima resultante si se sumaran
ambas capacidades, de forma que la retribución media total
de las dos plantas, la original y la complementaria, se
situaría en algún punto intermedio.
Esta propuesta minimiza las distorsiones de los
promotores sobre el tamaño inicial de las plantas de
cogeneración y sobre las expansiones posteriores de estas,
ya que al reconocer explícitamente que una
ampliación de capacidad supone costes diferentes que la
construcción inicial de esa capacidad, se ajusta la
retribución a los costes reales de la actividad. Como se
ha señalado en la sección anterior, para evitar
esta distorsión bastaría con eliminar la existencia
de estos escalones.
9.3 ALTERNATIVAS PARA LA INTRODUCCIÓN DE
INCENTIVOS A LA PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO
El objetivo de esta sección es presentar
distintas alternativas para el desarrollo de las medidas
propuestas en la sección 8.3.2, que pretendía
aumentar los incentivos actuales a la participación en el
mercado.
Estas propuestas se podrían introducir
sólo para plantas nuevas, o proponer incluso para el
parque actual si supone una ventaja clara. Sin embargo la
negociación en ambos casos podría ser diferente, ya
que al si se ofrece una mejora al parque actual es posible que el
Ministerio solicite una contraprestación.
La situación actual es que debido al periodo de
permanencia de 1 año en cada opción de venta, los
beneficios reales de las plantas son menores que los posibles.
Esto genera que en situaciones de precios de mercado bajistas,
las instalaciones sobre-reaccionan huyendo en busca de la
cobertura de la tarifa regulada. Las opciones propuestas mejoran
las opciones de permanecer en el mercado cuando el precio de
mercado baja, aunque probablemente sería a coste de
renunciar a algo cuando sube.
Dentro de las alternativas a analizar pueden
citarse:
" Disminuir el plazo de permanencia en
cada opción de 1 año a 3 meses. Esta propuesta
aumenta el valor de la opción de pasar al mercado a
tarifa, ya que permite evitar periodos cortos de precios
bajos.
Es difícil que esta opción sea aceptada
sin una contraprestación por parte de los
cogeneradores.
" Aplicar el sistema actual de prima por
diferencias de las fuentes renovables (similar a un
collar), pero aplicado trimestralmente. La ventaja de
este sistema es que ya se aplica. Los valores del collar se
seguirían actualizando por IPC y combustibles al igual que
el sistema de primas actual. El impacto económico depende
de los límites superior e inferior que se apliquen. Antes
del comienzo de cada trimestre, y coincidiendo con la subasta
CESUR, el Ministerio estimaría el valor de la prima
teniendo en cuenta el precio de la subasta
o CESUR < Tarifa ?? Prima = Tarifa – CESUR
o CESUR > Tarifa y < Techo ?? Prima = prima
actual
o CESUR > Techo ?? Prima = Techo –
CESUR
Dado que los valores que se fijarían
serían fruto de una negociación, es posible que los
valores de suelo sean inferiores a los de la tarifa actual (como
ocurre con las eólicas) aunque los beneficios totales del
esquema sean mayores.
9.4 OPCIONES PARA EL TRAMIENTO DE LA
MICROCOGENERACIÓN
La sección 8.3.5 introduce una propuesta para la
solución de la problemática asociada a la falta de
un marco de apoyo específico para la cogeneración
de pequeña escala, y específicamente para la
microcogeneración. La propuesta expuesta se basa en dos
puntos, el desarrollo del net metering y el
establecimiento de un sistema de subvenciones a la
instalación. A continuación se describe con
más detalle la implementación de ambas
medidas.
9.4.1 NET METERING
Con el término net metering pretendemos
resucitar un viejo concepto de integración en las redes de
las instalaciones de microgeneración en general, y
microcogeneración en particular. El objetivo último
de esta propuesta es facilitar la integración
económica de estas instalaciones, considerando que la
integración técnica depende de las condiciones de
conexión tratadas en la sección 8.3.1.
Este concepto estaría compuesto por los
siguientes elementos:
" Un único contrato de acceso a
la red que da derecho para importar y exportar electricidad, con
la posibilidad de limitar la potencia del flujo en ambos
sentidos.
" La medición del flujo neto en
el punto de conexión.
" El precio de venta del excedente de
energía es igual al de compra. Esto implica:
o Un único contrato de comercialización.
El comercializador que vende la energía es el mismo que
compra el excedente, a precio libre o regulado si es de
último recurso. A su vez, los comercializadores de
último recurso están obligados a tomar el
excedente.
o La existencia de aportaciones por ahorro de redes y
pérdidas para las exportaciones de electricidad, esto es,
que los usuarios cobren cuando exportan al igual que pagan cuando
importan.
Este esquema solo tiene parcialmente en cuenta los
costes evitados por la microcogeneración, ya que no existe
una aportación por el valor monetario del ahorro de
energía primario. Esto significa que es socialmente
adecuado promover esta actividad con un incentivo adicional;
nuestra propuesta, como se detalla a continuación es que
este incentivo se materialice en la forma de subsidios a la
inversión.
9.4.2 SUBVENCIONES A LA
INSTALACIÓN
El sistema actual de promoción del régimen
especial se basa en la retribución de la energía
exportada. Este sistema ha mostrado su efectividad para la
promoción de grandes proyectos dentro del régimen
especial, pero puede no ser conveniente para la promoción
de pequeñas instalaciones.
En especial, este sistema implica un periodo largo de
recuperación de la inversión, inadecuado para
clientes menos sofisticados con menor posibilidad de acceder a
financiación. Además, debido a que el precio de
compra de energía incluye una prima alta y
específica por tecnología, es necesario un control
administrativo del origen real de la energía, a
través de inspecciones u otros mecanismos.
Debido a estos inconvenientes, la instalación de
plantas de menor tamaño podría verse más
favorecida con un sistema de subvenciones a la
instalación. La percepción de una suma inicial
disminuiría el riesgo de recuperación del coste de
inversión. Debido a que esta subvención nunca
cubriría el total de este coste, los propietarios
tendrían incentivos para operar eficientemente la
instalación durante los años de funcionamiento de
esta.
9.4.3 VENTAJAS DE LAS PROPUESTAS
Mediante los mecanismos propuestos, la puesta en marcha
de instalaciones de pequeña potencia no requeriría
de la petición de la inclusión en el régimen
retributivo del régimen especial, ni el control posterior
de la producción de cara a liquidar el sistema de
primas.
La práctica ausencia de trámites
administrativos implica la reducción de los costes
administrativos soportados por los promotores de las
instalaciones – particulares, administradores de fincas,
empresas de servicios energéticos…-, así
como por la propia Administración, por ejemplo, por los
costes del sistema de liquidaciones de primas.
Debido a que en ningún momento el precio de venta
de los excedentes es mayor el precio de compra de la electricidad
por parte del usuario, se elimina la posibilidad de fraude en el
sistema, con lo que se hacen innecesarias las auditorias de las
instalaciones.30
La existencia de un solo contrato, y un solo punto de
conexión, para la compra y la venta de la electricidad
permite además la instalación de instalaciones de
control de potencia en ambos sentidos, lo cual facilita la
gestión de las redes.
Por último, un sistema de contratos únicos
y aportación por ahorro de redes y pérdidas aumenta
la información disponible para las decisiones del
regulador. Esta información puede ser utilizada
para:
" Mejorar el tratamiento retributivo de
las redes, específicamente, ajustar la regulación
para generar los incentivos necesarios para que los operadores de
red favorezcan la microgeneración.
" Creación de tarifas de acceso
más sofisticadas en baja tensión que mejoren la
gestión de la demanda.
Mecanismos activos de gestión de la demanda a
través de la telegestión, por ejemplo de
reducción de demanda en situaciones de estrés del
sistema.
Nota:
30 Ya que en lugar de primas habría un
reconocimiento de costes evitados a través del pajes de
acceso negativo.
Los peajes negativos serían descontados por el
comercializador de los peajes que le debe pagar al distribuidor
en concepto de energía entregada a los clientes. El
distribuidor a su vez declararía al sistema de
liquidaciones unos ingresos netos menores, pero recibiría
la misma remuneración regulada
10 APÉNDICE II: ESTIMACIÓN DE LOS
COSTES EVITADOS
El objetivo de este apéndice es exponer la
metodología seguida para la estimación de los
costes evitados en España por las plantas de
cogeneración actuales y los cálculos resultantes.
Estos cálculos están basados en información
real de los mercados de generación y coste regulados.
Estos costes se han agrupado según su origen en tres
categorías:
10.1 COSTE SECTORIAL
10.1.1 COSTE SECTORIAL DE LA GENERACIÓN
EVITADA
Los costes sectoriales de la generación evitada
representa el valor dentro del sector eléctrico de la
energía eléctrica generada por la
cogeneración. Este valor viene dado por dos componentes,
el valor de la energía y el valor de la capacidad
aportados.
10.1.1.1 COSTE DE GENERACIÓN DE LA
ENERGÍA CONSUMIDA
Aunque el objetivo de la cogeneración es
satisfacer una demanda de calor útil, el proceso de
cogeneración produce adicionalmente energía
eléctrica, que o bien es consumida por el mismo cliente, o
es exportada a las redes. Si la cogeneración no llevara a
cabo la producción de electricidad, esta tendría
que se llevada a cabo por medios convencionales y comprada en el
mercado mayorista. Por lo tanto consideramos que el valor de esta
electricidad es su precio en el mercado de generación.
Para estimar el valor medio de la electricidad producida se
multiplica el precio medio del mercado diario en cada periodo
tarifario por la producción de la cogeneración en
cada periodo. Para obtener esta producción por periodo
multiplicamos la producción total de cada categoría
de cogeneración por su perfil de
producción.31
Nota:
31 Esta metodología sólo permite
obtener una aproximación al valor real debido a que los
cálculos no se realiza teniendo en cuenta el perfil real
de producción y precios horarios.
Las siguientes tablas muestran la información de
perfiles, producción total y precios medios utilizados en
la estimación.
10.1.1.2 COSTE DE LA CAPACIDAD DE
GENERACIÓN
Las plantas de cogeneración producen
prioritariamente durante el día en días laborables.
En esas horas es en las que se producen las puntas de demanda del
sistema. Por lo tanto la cogeneración contribuye a cubrir
las puntas de demanda, evitando el coste de inversión en
otras tecnologías.
El valor de la capacidad aportada se ha obtenido como el
producto entre la capacidad aportada estimada y el valor de dicha
capacidad.
La estimación de la capacidad aportada se ha
basado en las horas medias de funcionamiento, ya que es poco
probable que toda la potencia instalada esté funcionando
simultáneamente. Para hallar la potencia se ha utilizado
el inverso de las horas de funcionamiento como factor de
potencia. Este factor permite convertir la producción
anual en potencia aportada.
El valor de la capacidad que aporta el parque actual de
cogeneración se ha estimado el pago por capacidad actual a
los CCGTs (20.000 €/MW) por la capacidad en punta que pueden
aportar los cogeneradores, estimada como el inverso al factor de
carga.33
10.1.2 COSTE SECTORIAL DE LA
COGENERACIÓN
El coste sectorial de la cogeneración está
constituido por dos partidas. Los ingresos que los cogeneradores
reciben por las ventas de energía al mercado, y el coste
para el sistema de liquidaciones debido a la retribución
adicional que reciben.
En ambos casos estos costes están relacionados
con la energía vertida a la red. La Tabla 11 muestra la
energía vertida según el rango de potencia de las
instalaciones.
10.1.2.1 VENTAS DE ENERGÍA AL
SISTEMA
El valor de la energía vendida a al sistema por
los cogeneradores se ha estimado multiplicando el precio medio
del mercado diario en cada periodo tarifario (Tabla 9) por la
energía vertida de la cogeneración en cada periodo.
Para obtener esta energía por periodo multiplicamos la
energía vertida total de cada categoría de
cogeneración (Tabla 8) por su perfil de producción
(Tabla 7).
Nota:
33 ITC/2794/2007, punto decimosexto del Anexo
III
10.1.2.2 PRIMA EQUIVALENTE
La prima equivalente es el verdadero coste para el
sistema de los mecanismos de apoyo al régimen especial,
una vez descontado el valor de la energía comprada a los
generadores que han escogido la opción de venta mediante
tarifa.
La Tabla 12 muestra el valor de la prima equivalente en
los años 2009 y 2008 pagados a las instalaciones de
cogeneración, desagregados según su opción
de venta.34
10.2 COSTES EVITADOS
Los costes evitados constituyen las aportaciones de la
cogeneración al conjunto de la sociedad, al disminuir el
coste total social del suministro energético.
10.2.1 COSTE EVITADO DE REDES
La cogeneración reduce las inversiones necesarias
en redes de transporte y distribución, ya
que las plantas de cogeneración se sitúan
junto a los procesos que demandan su producción de calor,
cerca de su vez de los puntos de consumo de electricidad. Por lo
tanto, el recorrido de la electricidad que vierten hasta su
consumo es menor, reduciendo la necesidad de acometer inversiones
en las redes de transporte y distribución.
La estimación del ahorro de costes de red se ha
realizado teniendo en cuenta los peajes por acceso a la red
actuales.35 En concreto se ha estimado los peajes que
soportaría un consumidor con un perfil de consumo igual al
perfil de producción de un cogenerador (Tabla 7), teniendo
en cuenta tanto el término de energía como el
término de potencia de las tarifas de acceso. Las tarifas
de acceso a la red actuales incluyen otros conceptos
además de los costes regulados de transporte y
distribución. Por este motivo solo se ha tenido en cuenta
como coste evitado un porcentaje del total de la tarifa de
acceso. Este porcentaje se ha calculado como la proporción
que suponen los costes de red sobre el total de
recaudación. Este cálculo se presenta en la
siguiente tabla.
Notas:
34 En 2008 todavía existían
instalaciones acogidas a la opción de tarifa que
vendían a través de distribuidora en lugar de
representante. Por ello la prima equivalente en 2008 ha sido
estimada aplicando a la energía vendida a través de
la distribuidora la prima equivalente de la energía
vendida a través de representante.
35 Se han utilizado los peajes aprobados en la
ORDEN ITC/3801/2008 para 2009, y los aprobados en la orden ITC
3860/2007 para 2008.
De cara a aplicar los peajes correspondientes, hemos
utilizado la información disponible sobre el nivel de
tensión de conexión de las instalaciones de
cogeneración. La siguiente tabla muestra la
producción total de cogeneración por
categoría de planta y nivel de
tensión.36
La estimación de los costes evitados reflejados
en el término de energía de las tarifas de acceso
se ha realizado calculando la energía producida en cada
periodo horario en cada nivel de tensión, según la
siguiente fórmula:
Los datos utilizados son la producción total por
nivel de tensión (Tabla 8), el perfil de producción
(Tabla 7), el porcentaje de coste de redes en las tarifas (Tabla
13) y el término de potencia de las tarifas de
acceso.
La estimación de los costes evitados reflejados
en el término de potencia de las tarifas de acceso se ha
realizado calculando la potencia aportada en cada nivel de
tensión. Para ello se ha asumido que la potencia
contratada es la misma en todos los periodos
horarios.37
La fórmula utilizada es la siguiente:
Los datos utilizados son la potencia aportada (Tabla
10), la producción total por nivel de tensión
(Tabla 14), el porcentaje de coste de redes en las tarifas (Tabla
13) y el término de potencia de las tarifas de
acceso.
Notas:
36 La producción total se ha obtenido como
se explica en la nota al pie 34
10.2.2 COSTE EVITADO DE PÉRDIDAS EN LAS
REDES
Las plantas de cogeneración se sitúan
junto a los procesos que demandan su producción de calor,
cerca a su vez de los puntos de consumo de electricidad. Por lo
tanto, el recorrido de la electricidad que vierten hasta su
consumo es menor, con lo que se evitan pérdidas en el
transporte y distribución
Estas pérdidas se calculan para cada periodo
horario aplicando los factores de pérdidas
estándares al perfil de producción.38, 39 El
valor de dichas pérdidas sería el valor de esta
energía en el mercado.
10.2.3 AHORRO DE ENERGÍA
PRIMARIO
La generación conjunta de calor y electricidad
reduce el consumo de combustible necesario para su
producción por separado. Esta reducción se traduce
en un ahorro de energía primaria (AEP).
Se ha calcula el AEP de la cogeneración siguiendo
las instrucciones de la Directiva Europea sobre fomento de la
cogeneración aunque sin tener en cuenta el factor de
corrección por nivel de tensión. Este ahorro se
valora al coste del gas ahorrado en generación, cogiendo
como valor del gas tanto para 2009 como 2008 20€/MWh
gas.
Notas:
37 Esto implica que se han sumado los
términos de potencia de cada periodo tarifario
38 Factores de pérdidas estándares
aprobadas para los años de cálculo por la orden
ITC/3801/2008 y el Real Decreto 1634/2006.
39 Los factores de pérdidas
estándares representan las pérdidas medias del
sistema en ese periodo. Como las pérdidas aumentan
exponencialmente a la energía circulada, las
pérdidas realmente evitadas –marginales-
sería el doble de las estimadas con los factores de
pérdidas medias. Se han utilizado los factores
estándares para simplificar la
explicación.
La siguiente tabla muestra la estimación del
Ahorro de Energía Primaria:
10.2.4 EMISIONES DE CO2
El ahorro de energía primario supone
también un ahorro de emisiones al evitarse la
combustión de combustibles fósiles. Las emisiones
evitadas se cuantifican suponiendo que la electricidad ahorrada
hubiera sido producida por un CCGT. Se multiplica el AEP por el
rendimiento de un CCGT para estimar cuánta electricidad se
hubiera producido y se aplica el factor de emisiones de los CCGT
para obtener el total de toneladas de CO2 evitadas. Esta cantidad
se valora a 15,15 €/Tn.40
10.2.5 SEGURIDAD DE SUMINISTRO
El ahorro de energía primaria reduce las
importaciones de combustibles fósiles. Esto mejora la
seguridad de suministro ya que se reduce el impacto de una
posible interrupción de suministro.
El valor de esta mejora de la seguridad se ha
cuantificado en forma simplificada multiplicando el AEP por 1%
del ratio del Producto Interior Bruto entre el consumo total de
energía primaria.
Este 1% representar la probabilidad de que en un
año concreto se produzca una situación de corte
parcial en el suministro.
Notas:
40 Se utiliza el mismo precio de C=2 para ambos
años porque no ha habido grandes diferencias. Esta valor
corresponde a la cotización en Bluenext del Spot EUA
08-12, fuente: CNE, Boletín semanal de Futuros y OTC
Eléctricos, Semana del 28 de junio al 2 de julio de
2010.
Autor:
MSc. Javier Fernández
Rey
Especialista del Departamento de
Energía
Centro de Inmunología
Molecular
Ciudad Habana, Cuba
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