Contexto normativo actual para la producción de bioenergía en España y exportación de su electricidad. Artículo publicado en la revista Energética XXI en septiembre 2011. Edurne Aguado, GNERA Energía y Tecnología SL.

1. “Contexto normativo actual para la producción de bioenergía en España
y exportación de su electricidad”
Edurne Aguado, consultor energético, GNERA Energía y Tecnología S.L.
Resumen
En España, el Régimen Especial y su legislación vinculada regulan el desarrollo de
proyectos de energía a partir de biomasa y residuos, y su viabilidad económica y
financiera. Dentro del Régimen Especial se destaca el Real Decreto 661/2007, cuya
revisión está en proceso actualmente. Aprovechando este contexto, se propone
plasmar las formas de optimizar la viabilidad económica de las plantas de biomasa
dentro del marco legislativo existente.
España ha apostado por un sistema de primas y tarifas para la electricidad proveniente
de fuentes de energía renovable y de alta eficiencia. Las primas (o “Feed‐in tariff”‐FIT‐,
i.e.: ofrecer un precio estable al productor por kWh renovable generado) están
establecidas en el Real Decreto 661/2007.
Según la Comisión europea, los sistemas de “Feed‐in tariff” logran la implementación
de las energías renovables con mayor éxito y a menor coste para los usuarios.
Marco Legal existente: opciones de venta de la electricidad y complementos que
establece la normativa del Régimen Especial.
a) Opciones de venta
‐ Opción de venta 24.1.a), frecuentemente denominada “opción tarifa”: precio
constante de remuneración garantizado por cada kWh de electricidad vendida
y exportada a la red. Se compone de una parte mercado variable y de una
prima variable, la suma de las dos llegando a la Tarifa Regulada cobrada.
‐ Opción 24.1.b), generalmente llamada “opción mercado”: precio variable pero
bonificado por cada kWh de electricidad vendida y exportada a la red. Se
compone de una parte mercado variable y de una prima constante, la suma de
las dos siendo lo que cobra el Productor.
Figura 1: opciones de venta y agentes de mercado
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2. Agentes del Mercado
La Figura 1 ilustra el papel de los principales agentes que participan en el Mercado
Eléctrico español.
‐ El Operador del Sistema (Red Eléctrica Española) es el órgano encargado de la
gestión técnica y tiene como misión garantizar la continuidad del suministro
eléctrico y de coordinar el sistema de producción y transporte, así como de
gestionar los desvíos.
‐ El Operador del Mercado Ibérico de Energía ‐ Polo Español, S.A. (OMEL):
recibe las previsiones de las plantas del Régimen Especial y liquida
económicamente las transacciones según precio del Mercado.
‐ Desde el 01/11/2009 (Circular 4/2009), se refuerza el papel de la Comisión
Nacional de Energía, que centraliza ahora toda la información y liquida las
primas y complementos.
b) La legislación actual y los Complementos para optimizar la venta de la
electricidad a partir de biogas
Para asegurar la viabilidad económica de una planta dentro del marco legal existente,
es importante procurar optimizar la venta de la electricidad tomando en cuenta todos
los posibles complementos de la normativa y buscando sinergias
- Complemento por Energía Reactiva (CER) por la regulación del factor de
potencia (Fp) para la estabilidad de la red:
La regulación del Fp puede permitir conseguir una bonificación, expresada en
porcentaje y aplicada sobre una tarifa “base” del CER que se actualiza anualmente. La
ultima en fecha ha sido publicada en el Orden ITC/33353/2010 y es de 8,4681 c€/kWh.
Tabla 3: RD 661/2007 ‐ Anexo V
modificado por el RD 1565/2010 (punto 20)
Figura 2: Ilustración esquemática del Fp
A modo de ilustración, tomando como ejemplo una planta de biomasa que funciona
unas 7.500 horas anuales, y que exporta su electricidad en la modalidad Todo‐Todo, se
puede conseguir ajustar la energía reactiva para llegar aproximadamente a un 3,5% de
la tarifa de complemento.
o Equivalente a más de 0,296 c€/kWh de CER.
o Para una planta de unos 0,5 MWe, equivalente a mas de 15.000 €/año
o Para una planta de unos 2 MWe, equivalente a mas de 60.000 €/año
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3. - Complemento por Discriminación Horaria (DH): este complemento se
actualizó con el RD 1578/2008 y solo aplica si la instalación escoge la opción de
venta 24.1.a), y valdría la pena considerar este complemento solamente si, por
la razón que fuese, la planta de biomasa no pudiera funcionar más de unas
6.000 horas anuales.
Este complemento no se aplica de la misma forma según que se esté hablando de:
o una planta sin cogeneración (subgrupo b.7.2), para la cual la bonificación de la
Tarifa Regulada será de 4,62% en horas punta y la penalización de 3,7% en
horas valle.
o una planta con cogeneración (subgrupo a.1.3, con combustible b.7.2): para la
cual la bonificación de la Tarifa Regulada será de 37% de bonificación y la
penalización 36% en horas valle.
o Complemento por Eficiencia Energética (CEE): el hecho de aprovechar
suficiente calor (encima de un umbral detallado a continuación) permite pasar
al subgrupo a.1.3, con combustible y cobrar una prima o prima equivalente
superior.
Además, por encima del umbral, se aplica el Complemento por Eficiencia Energética.
De manera general, el aprovechamiento de calor viene contemplado en los siguientes
Reales Decretos: el R.D. 661/2007 que se basa en el rendimiento eléctrico equivalente
(REE) y el R.D. 616/2007 que utiliza el índice PES, que consiste en el ahorro de energía
primaria porcentual y determina cuándo la electricidad de cogeneración es de alta
eficiencia.
Es el RD 661/2007 el más importante para el cálculo del CEE. Se basa en la siguiente
formula: REE= E/[Q‐(V/RefH)];
E siendo la electricidad generada; Q el combustible consumido y V el calor calificado
de útil, divido por un valor de referencia para las eficiencias de producción separada de
electricidad y calor que depende del combustible y que viene indicado en el anexo II de
la Directiva Europea 2007/74/CE.
Cuando la planta de biogas está en funcionamiento, el cálculo del REE de la instalación
lo tiene que realizar una Entidad de Control Autorizada (E.C.A) u Organismo de Control
Autorizado (O.C.A.), el primer trimestre de cada año.
Se compara el valor obtenido a los umbrales de REEmin de la tabla del anexo I del RD
661/2007, pero si la planta tiene una potencia inferior o igual a 1 MWe, entonces se
rebaja el REEmin de 10%.
A continuación, se aplica la siguiente formula:
CEE = 1,1 x (1/REEmínimo – 1/REEi) x Cn;
Cn siendo el coste de materia prima, dato actualizado trimestralmente, el ultimo en
fecha siendo de 2,1265 c€/kWh para el tercer trimestre de 2010 y publicado en la
Resolución del 23 de Marzo de 2011 / BOE‐A‐2011‐5712.
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4.
c) La Representación en el Mercado Eléctrico como otro concepto para optimizar
la venta de la electricidad a partir de biomasa
La figura de representante en el Mercado Eléctrico aparece primero en el RD 436/2004
pero se concreta realmente en el RD 661/2007 en Disposición transitoria sexta del cual
se indica que: “La empresa distribuidora percibirá, desde el 1 de julio de 2008, del
generador en régimen especial […], cuando actúe como su representante, un precio de
0,5 c€/kWh cedido, en concepto de representación en el mercado”.
A continuación, el RD 485/2009 precisa las distribuidoras consideradas como
operadores dominantes que actuarán como Representantes de Último Recurso (RUR) a
partir de la entrada en vigor el 1 de noviembre de 2009 de la Circular de la CNE
4/2009.
En el punto Undécimo de esta circular se lee que La empresa […] de último recurso
percibirá, desde el 1 de noviembre de 2009, del productor en régimen especial […] este
precio, será fijo de 10 €/MWh cedido.
En este marco, el Agente Representante “libre”, como puede serlo GNERA ENERGÍA, es
el interlocutor entre los productores y el resto de participantes, ayudando los primeros
a mejorar los ingresos que provienen de la venta de su electricidad.
• En primer lugar en relación con el coste de representación
Para un representante “libre”, el coste del servicio que presta no está fijado por Real
Decreto a la diferencia del 1c€/kWh que tienen que aplicar los Representantes de
Ultimo Recurso por este concepto.
Así que el precio del representante “libre” tiene que ser mucho más competitivo que el
del RUR.
• En segundo lugar, en relación con las Previsiones y reducción de los Desvíos
Lo que se entiendo por “desvío” es la diferencia entre la previsión y la producción real
de electricidad, medida por el encargado de lectura (para las plantas de punto de
medida de tipo 2 es Red Eléctrica de España y para las plantas de puntos de medida 3
son las distribuidoras).
España es uno de los pocos países (junto con Eslovenia y Estonia) que exige el envío de
previsiones de parte de los productores de electricidad renovable: desde Noviembre
de 2009, todas las instalaciones de más de 15 kVA tienen que enviar sus previsiones a
OMEL con un día de antelación (mercado diario) o en las sesiones de ajuste (mercados
intradiarios).
Además, y esto es exclusivo del caso español, se imputa al productor el potencial coste
de los desvíos. El desvío tiene un coste que varía de hora en hora, y que es nulo
siempre que el desvío vaya a favor del sistema.
Mediante su participación en los mercados diarios e intradiarios, el representante
“libre” mejora las previsiones de energía enviada como “ofertas” a OMEL,
acercándolas a lo máximo a la producción real, para una reducción de la cantidad
absoluta de desvíos.
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5. Por otro lado, el Agente Representante tiene la posibilidad de emplear el llamado
“efecto cartera”, es decir que puede enviar a OMEL previsiones para muchas plantas
agrupadas en un mismo “paquete”, lo que permite que, en cierta medida, los desvíos
de las plantas se compensen entre sí, apantallando el coste total de los desvíos. Esto
facilita la gestión del Operador del Sistema y reduce el coste de los desvíos de los
productores.
Conclusiones
Dentro del marco legislativo existente:
• Los proyectos de bioenergía son sostenibles y aportan mucho valor añadido
tanto en términos energéticos como medioambientales y sociales (empleo).
• Para que un proyecto de este tipo también sea viable económicamente, es
importante contemplar la posibilidad de producir y valorizar simultáneamente
la electricidad, y el calor.
• Importante optimizar la venta de la electricidad que proviene de biomasa
gracias a:
o Buen dimensionamiento de las plantas, según necesidades
técnicas/térmicas, para optimizar la valorización del uso del calor útil
(CEE)
o Regulación del Factor de potencia para la reactiva (CER)
En cualquier caso, es:
• Importante tener un marco legislativo que apoye la producción de bioenergías,
por los ahorros en combustibles fósiles/producción energías sin emisión GEI y
mejora de la gestión de los residuos
• Fundamental que este marco normativo sea estable y seguro, dado que estos
proyectos necesitan grandes inversiones, precisando de una financiación a
medio‐largo plazo
09/09/2011
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