" 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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