Analisis de la industria de la cogeneración en España

Glosario

AEP Ahorro de energía primaria

CCGT Turbinas de gas de ciclo combinado

CMLP Coste marginal de largo plazo

CO2 Dióxido de carbono

GWh Gigavatiohora

LOSEN Ley 40/1994 de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional

LSE Ley 54/1997 del Sector Eléctrico

MW Megavatio

REE Rendimiento eléctrico equivalente

Introducción

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

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

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

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

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

2 LA COGENERACIÓN

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

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

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

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

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

En forma muy simplificada, estos mecanismos son:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

empresas de servicios energéticos.

Evolución del marco de apoyo

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

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

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

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

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

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

Notas:

1 Denominada autogeneración o autoproducción inicialmente.

2 Art. 7 de la Ley 82/1980:

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

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

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

3 RE 2366/1994, Art.12

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

Beneficio sectorial de la política

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

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

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

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

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

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

Notas:

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

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

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

Especificidades del marco de apoyo a la cogeneración

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

Notas.

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

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

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

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

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

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

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

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

Notas:

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

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

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

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

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

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

Notas:

9 Esto es igualmente cierto para la generación en régimen ordinario

Evolución de la cogeneración en España

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

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

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

Notas:

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

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

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

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

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

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

Notas:

13 Elaboración: Mercados EMI en base a información de CNE

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

Barreras al desarrollo de proyectos

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

Notas:

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

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

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

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

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

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

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

Notas:

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

7.1 BARRERAS RETRIBUTIVAS

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

Notas:

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

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

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

19 RD 661/2007 art. 3.2 a)

7.2 BARRERAS DE RIESGO

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

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

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

Notas:

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

7.3 OTRAS BARRERAS

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

Medidas propuestas

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

8.1 MEDIDAS DIRIGIDAS A BARRERAS RETRIBUTIVAS

8.1.1 PROMOCIÓN PÚBLICA BASADA EN EL AHORRO DE ENERGÍA PRIMARIA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Notas:

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

8.1.2 ELIMINACIÓN DE ESCALONES EN LA FUNCIÓN DE PRIMAS

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

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

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

8.1.3 COSTES ADMINISTRATIVOS

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

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

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

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

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

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

Por ello se proponen las siguientes alternativas al sistema actual: