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Balance de la cogeneración 2018, el año que se empezaron a mover otra vez las cosas

Julio Artiñano, Presidente de Cogen España

Se han dado grandes pasos como el RDL 15/2018, que ha eliminado la amenaza que se cernía en 2019 sobre las plantas de cogeneración aún en autoconsumo, al derogar de forma definitiva los peajes en esta modalidad de funcionamiento.

No es que haya mucha generación en autoconsumo (aproximadamente un 10% de los 28,2 TWh totales producidos en 2017) pero estas plantas no tienen otra alternativa debido a sus limitaciones de interconexión o configuración eléctrica.

Esta nueva normativa dará la oportunidad de desarrollar nuevas plantas en autoconsumo y autoproducción que, aunque con mayor complejidad administrativa, pueden exportar excedentes. Las plantas en autoconsumo con vertido cero son más sencillas en su regularización. El autoconsumo será un gran vector de desarrollo a futuro para instalaciones que tengan demandas térmicas con gran consumo eléctrico y que, por tanto, exporten poco.

Se esperan nuevos desarrollos regulatorios en los próximos 6 meses, tras la publicación del RD 15/2018, en varios temas relevantes que concretarán conceptos nuevos que ayudarán a su desarrollo. En este bloque de pendientes están las redes de proximidad, las condiciones económicas para el pago de excedentes y la definición de cálculo de los costes de los peajes de red al usar las interconexiones del sistema. Los PPA físicos que usen la red pública, complementarán a los PPA financieros que eran los únicos posibles hasta ahora.

El RDL 20/2018, recientemente publicado este mes de diciembre, de apoyo a la industria en el contexto de la transición ecológica también abrirá nuevas vías para el autoconsumo mediante esquemas nuevos como las redes cerradas (que se diferencia de las de proximidad en que no necesariamente tienen generación propia). Son conceptos que se complementan, y caso a caso veremos cómo pueden trabajar juntas.

El autoconsumo es compatible con el desarrollo de un marco que dé estabilidad para poder seguir reinvirtiendo en el sector, como sucede en otros países de nuestro en entorno competitivo. En concreto nos referimos a Alemania, donde hay un esquema para dar viabilidad a las plantas en autoconsumo en paralelo a las subastas de renovación y nueva capacidad de cogeneración en régimen de exportación de toda su producción. Los procesos industriales que, proporcionalmente, demandan menos energía térmica que electricidad son candidatos a esta configuración de exportación del 100% de la producción.

Las subastas en Alemania ya van por su tercera ronda, habiendo sido la última el pasado 3 de Dic, y cuyos resultados están publicados en la web del regulador alemán: Ver Web 

Los resultados de las tres primeras rondas los reproducimos aquí, y son un ejemplo para planificar un esquema similar en España, si bien adaptado a los volúmenes que proponemos al final de este artículo.

El mecanismo de subasta en Alemania es el colofón a un proceso de más de 6 años, donde se han instalado más de 6.500 MW nuevos de cogeneración (en España hay 4.500 MW operativos). Mediante este sistema de subastas, se ha dotado de un sistema predecible para los próximos años.

 

Todo este repaso de la normativa de nuestro entorno es el antecedente para reivindicar la necesidad de tener las mismas herramientas, que son eficientes energética y medio ambientalmente. No es un eslogan. Es una realidad. Con una planta nueva de cogeneración se pude emitir 10 veces menos NOx y consumir 10 puntos menos de combustible que hace 25 años (con la reducción equivalente de CO2).

La cogeneración ayudará en el futuro próximo a conseguir los objetivos de eficiencia y emisiones marcados por Europa, de una forma competitiva, en un entorno de transición ecológica, que el próximo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIECC) debería incluir como un elemento básico. No sólo basta con modernizar edificios (18% de la demanda final), y electrificar la movilidad (un 42% de ídem), sino que hay que acometer medidas de mejora de eficiencia energética en la industria (el 40% restante). La edificación es un proceso con un coste-beneficio limitado en un país templado como el nuestro, y el coche eléctrico llegará poco a poco a 2030 pero su explosión se espera después de esa fecha. La industria ha mejorado en sus procesos, pero no ha podido invertir en cogeneración desde 2012. Hay que contar con ella para pasar del objetivo de eficiencia energética del 20% en 2020 a, por lo menos, del 32,5% en 2030.

Veremos el PNIECC en pocos días, pues debe enviarse a Bruselas antes de fin de año, y en 2019 será uno de los temas estrella en el debate energético, como normativa de aplicación de los principios de la próxima Ley de Transición Ecológica y Cambio Climático.

No podemos dejar de celebrar los avances conseguidos en el citado RDL 20/2018, que ha impedido que las plantas de cogeneración que hacían 25 años en 2018 y 2019 cierren.  No obstante, debemos buscar soluciones no transitorias sino estables para todo el sector, empezando por las plantas que terminan en 2020 su vida útil, y sin olvidar el resto del sector que está esperando un mecanismo que lo normalice y de estabilidad de cara al futuro.

De forma esquemática las necesidades para las plantas existentes se podrían resumir en:

  • Plantas con más de 25 años de vida útil regulatoria, en los próximos 3 años (~630 MW)
  • Plantas con combustibles sólidos y líquidos (~470 MW)
  • Inversiones puestas en marcha desde 2012: Plantas pilladas no regularizadas por la Orden de Julio 2015 (~166 MW)
  • Plantas pendientes de adaptarse a la normativa comunitaria de emisiones

No hay que olvidarse que también hay necesidad de nuevas instalaciones, mereciendo la pena destacar:

  • Cambio de calderas industriales instaladas desde el 2012 (lo cual ayuda además al objetivo de disminución de emisiones en sectores difusos)
  • Otras demandas térmicas no satisfechas (detectadas en el “Mapa de calor” del IDAE) o de nueva implantación (por el propio desarrollo industrial del país).

En definitiva, se necesitaría un Renove de al menos 2.500 MW, iniciando por 1.000 MW urgentemente y seguido de sucesivas subastas anuales de 500 MW hasta dar respuesta las necesidades de la industria, al amparo de la Ley 24/2013 y el RDL 20/2018, en los próximos años.

 

 

Artículos sobre cogeneración | 10 de enero de 2019

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