"Marco legal para la exportación de electricidad a partir de Biogás. Actualidad y perspectivas". Artículo publicado en la revista CV Energía Octubre 2010. Delphine Dutertre, GNERA Energía y Tecnología.

1. BIOGAS
Marco legal para la exportación
de electricidad a partir de Biogás.
Actualidad y perspectivas
En España, el Régimen Especial y su legislación vinculada regu- actualmente. Aprovechando este contexto, se propone plasmar las
lan el desarrollo de proyectos de energía a partir de biogás, y su formas de optimizar la viabilidad económica de las plantas de bio-
viabilidad económica y financiera. Dentro del Régimen Especial se gás de digestor dentro del marco legislativo existente y de pre-
destaca el Real Decreto 661/2007, cuya revisión está en proceso sentar las perspectivas de cambio que se podrían avecinar…
Delphine Dutertre • Reducción de emisiones de CO2 (¿Rentabilidad económica no asegurada
Consultor energético, GNERA Energía de la producción eléctrica, reducción por las primas?, ¿dificultad de pasar al
y Tecnología S.L. de emisiones de Gases de Efecto Inver- subgrupo de cogeneración?, ¿problemá-
nadero (GEI). tica de uso de digestato?, etc.), nos cen-
E • Reducción de los costes de la com-
spaña ha apostado por un sis- traremos en recordar el Marco Nor-
tema de primas y tarifas para pra de derechos de emisión para el cum- mativo en vigor y en presentar las for-
la electricidad proveniente de plimiento de los compromisos de España mas de optimizar la viabilidad técnico-
fuentes de energía renovable y de alta en relación con el Protocolo de Kyoto. económica de un proyecto de biogás
eficiencia. Las primas (Feed-in tariff) • Parte de la solución de gestión de dentro del mismo.
están establecidas en el RD 661/2007. purines en el sector agrícola.
Según la Comisión europea, los siste- • Capacidad de producir electrici- Marco Legal existente
mas de “Feed-in tariff” logran la im- dad casi todas las horas del año (en • El RD 661/2007 contempla el bio-
plementación de las energías renovables torno a 7.500). gás de digestor dentro del subgrupo
con mayor éxito y a menor coste para • Gestionabilidad de la electricidad b.7.2, independientemente de la mate-
los usuarios. Sin embargo, en el caso de producida, clave para el sistema eléc- ria prima tratada por metanización (se
biogás de digestor (y a pesar del éxito trico. puede estar hablando de la Fracción
de unas plantas), este sistema no parece Sin entrar en el detalle de las razo- Orgánica de los Residuos Urbanos
haber cumplido con todas sus prome- nes que pueden explicar la poca pene- (FORSU), de lodos de depuradoras, de
sas, a pesar de las calidades de primer tración del biogás de digestor dentro residuos de las industrias agroalimenta-
interés que tiene esta energía, calidades del sistema de producción de energía y, ria o de purines…); es el hecho de opti-
de las cuales podemos destacar: en particular, de electricidad verde mizar el biogás en un digestor lo que
18 • Octubre 2010

2. BIOGAS
determina su pertenencia o no al sub- red. Se compone de una parte de mer-
grupo b.7.2. cado variable y de una prima constante,
• Si hay aprovechamiento de calor la suma de las dos siendo lo que cobra
superior a un umbral, pasamos al grupo el Productor.
a.1, subgrupo a.1.3. con combustible En el caso del subgrupo b.7.2, según
b.7.2 (para biogás de digestor.) el Orden ITC/3519/2009, de 28 de
• Una vez dicho esto, también con- diciembre, las remuneraciones que
viene indicar que, según la potencia ins- corresponden a cada una de las opcio-
talada de las plantas (inferior o superior nes son las siguientes:
a 500 kWe), las primas serán distintas. En la opción 24.1.b, sumando los dos
conceptos que la componen, no se
a) Opciones de venta puede cobrar encima del limite supe-
Remuneraciones según opciones de venta Orden ITC/3519/2009.
• Opción de venta 24.1.a), frecuen- rior (“techo”) ni debajo del limite infe-
temente denominada “opción tarifa”: rior (“suelo”). de 15 años a partir de la puesta en ser-
Precio constante de remuneración Si hay aprovechamiento de calor, vicio de la planta.
garantizado por cada kWh de electrici- pasamos al subgrupo a.1.3. con com- • Es obligatorio mantenerse un
dad vendida y exportada a la red. Se bustible b.7.2, en el cual se puede ver mínimo de 12 meses en una opción
compone de una parte de mercado que, según la opción de venta escogida, antes de poder cambiarse a la otra.
variable y de una prima variable, la suma se puede conseguir una mejora de la • Es obligatorio acudir al sistema de
de las dos llegando a la Tarifa Regulada remuneración. En la opción 24.1.b desa- ofertas de OMEL (Operador del Mer-
cobrada. parecen el suelo y el techo: cado Eléctrico) independientemente
• Opción 24.1.b), generalmente lla- • Independientemente de la opción de la opción de venta elegida, quedan-
mada “opción mercado”. Precio varia- de venta escogida, la prima (24.1.b) o do las instalaciones sometidas a la liqui-
ble pero bonificado por cada kWh de prima equivalente (24.1.a) están vincu- dación de desvíos, excepto en casos
electricidad vendida y exportada a la ladas a un periodo de funcionamiento particulares.
1/2 horizontal GENALT

3. BIOGAS
Agentes del Mercado
La Figura 1 ilustra el papel de los prin-
cipales agentes que participan en el Mer-
cado Eléctrico español.
• El Operador del Sistema (Red
Eléctrica Española) es el órgano encar-
gado de la gestión técnica y tiene como
misión garantizar la continuidad del su-
ministro eléctrico y de coordinar el sis- Figura 1. Opciones de venta y agentes de mercado
tema de producción y transporte, así
como de gestionar los desvíos. funciona unas 7.500 horas anuales y para calentar los digestores, (aunque
• El Operador del Mercado Ibérico que exporta su electricidad en la moda- este calor permite tratar un residuo),
de Energía - Polo Español, S.A. (OMEL), lidad Todo-Todo, se puede conseguir detallamos el cálculo de este comple-
recibe las previsiones de las plantas del ajustar la energía reactiva para llegar mento:
Régimen Especial y liquida económica- aproximadamente a un 5% de la tarifa De manera general, el aprovecha-
mente las transacciones según precio de complemento. miento de calor viene contemplado en
del Mercado. 1) Equivalente a más de 0,40 c€/ los siguientes Reales Decretos: el R.D.
• Desde el 01/11/2009 (Circular kWh de CER. 661/2007 que se basa en el rendimien-
4/2009), se refuerza el papel de la Co- 2) Para una planta de unos 0,5 MWe, to eléctrico equivalente (REE) y el R.D.
misión Nacional de Energía, que centra- equivalente a mas de 15.000 €/año. 616/2007 que utiliza el índice PES, que
liza ahora toda la información y liquida 3) Para una planta de unos 2 MWe, consiste en el ahorro de energía prima-
las primas y complementos. equivalente a mas de 60.000 €/año. ria porcentual y determina cuándo la
• Complemento por Discriminación electricidad de cogeneración es de alta
b) Complementos según la normativa Horaria (DH): Este complemento se eficiencia.
• Complemento por Energía Reacti- actualizó con el RD 1578/2008 y sólo Es el RD 661/2007 el más importan-
va (CER) por la regulación del factor de se aplica si la instalación escoge la op- te para el cálculo del CEE. Se basa en la
potencia (Fp) en función de los perio- ción de venta 24.1.a), y valdría la pena siguiente formula:
dos del día para la estabilidad de la red: considerar este complemento so- REE=E/[Q-(V/ RefH)]:
En las horas punta se bonifica la gene- lamente si, por la razón que fuese, la Siendo E la electricidad generada; Q
ración de reactiva y en las horas valle se planta de biogás no pudiera funcionar el combustible consumido y V el calor
bonifica la absorción de reactiva. más de unas 6.000 horas anuales. calificado de útil, dividido por un valor
Tal y como presenta el Anexo V del Este complemento no se aplica de la de referencia para las eficiencias de
RD 661/2007, la regulación del Fp pue- misma forma según que se esté hablan- producción separada de electricidad y
de permitir conseguir una bonificación, do de: calor que depende del combustible y
expresada en porcentaje y aplicada so- 1) Una planta sin cogeneración (sub- que viene indicado en el anexo II de la
bre una tarifa “base” del CER que se grupo b.7.2), para la cual la bonificación Directiva Europea 2007/74/CE.
actualiza anualmente. La ultima en fecha de la Tarifa Regulada será de 4,62% en Cuando la planta de biogás está en
ha sido publicada en el Orden ITC/ horas punta y la penalización de 3,7% funcionamiento, el cálculo del REE de la
3519/2009 y es de 8,2954 c€/kWh. en horas valle. instalación lo tiene que realizar una Enti-
(La Orden ITC-2794/2007 actualiza 2) Una planta con cogeneración dad de Control Autorizada (E.C.A) u
los horarios de los periodos Punta, (subgrupo a.1.3, con combustible b.7.2): Organismo de Control Autorizado
Llano y Valle, que venían indicados en el para la cual la bonificación de la Tarifa (O.C.A.), el primer trimestre de cada año.
Orden Ministerial de 1995: tipo 3 y Regulada será de 37% de bonificación Se compara el valor obtenido a los
según cada zona geográfica). y la penalización 36% en horas valle. umbrales de REEmin de la tabla del
A modo de ilustración, tomando • Complemento por Eficiencia Ener- anexo I del RD 661/2007, pero si la
como ejemplo una planta de biogás que gética (CEE): El hecho de aprovechar planta tiene una potencia inferior o
suficiente calor (encima de un umbral igual a 1 MWe, entonces se rebaja el
detallado a continuación) permite pasar REEmin de 10% (para las plantas de bio-
al subgrupo a.1.3, con combustible y gás estaríamos hablando del 45% en
cobrar una prima o prima equivalente lugar del 50% que figuran en la tabla).
superior al subgrupo b.7.2. Además, por A continuación, se aplica la siguiente
encima del umbral, se aplica el Comple- fórmula: CEE = 1,1 x (1/REEmínimo -
mento por Eficiencia Energética. 1/REEi) x Cn: Siendo Cn el coste de
A pesar de la dificultad que las plan- materia prima, dato actualizado trimes-
tas de biogás tienen para alcanzar un tralmente, el último en fecha siendo de
mínimo de aprovechamiento de calor 2,1608 c€/kWh para el tercer trimes-
“útil”, tomando en cuenta que el Minis- tre de 2010 y publicado en la Resolu-
terio de Industria indicó que no se ción del 28 de septiembre de 2010 /
Anexo V dwel RD 66 1/2007. podía considerar útil el calor empleado BOE-A-2010-14943.
20 • Octubre 2010

4. BIOGAS
ducción real de electricidad, medida do en cuenta todos los posibles com-
por el encargado de lectura (para las plementos de la normativa y buscando
plantas de punto de medida de tipo 2 sinergias, por ejemplo con el Plan de
es Red Eléctrica de España y para las Biodigestión de Purines 2009-2012.
plantas de puntos de medida 3 son las Por otra parte, hace unos meses se
distribuidoras). publicó un Plan de Acción Nacional de
España es uno de los pocos países Energías Renovables (PANER) para
(junto con Eslovenia y Estonia) que 2011-2020. Presenta objetivos ambicio-
exige el envío de previsiones de parte sos para el biogás de digestor, y de unos
de los productores de electricidad párrafos en particular, parece ser favo-
Figura 2. Ilustración esquemática del Fp.
renovable: desde noviembre de 2009, rable a esta fuente de energía.
todas las instalaciones de más de 15 También está en curso el proceso de
kVA tienen que enviar sus previsiones a revisión del RD 661/2007, debido al
c) Representación en el Mercado Eléctrico OMEL con un día de antelación (mer- artículo 44 del mismo Real Decreto. Se
La figura de representante en el cado diario) o en las sesiones de ajuste espera que se publique antes del 31 de
Mercado Eléctrico aparece primero en (mercados intradiarios). diciembre de este año, pero el hecho
el RD 436/2004 pero se concreta real- Además, y esto es exclusivo del caso de que ya se esté comentando desde
mente en el RD 661/2007 en Disposi- español, se imputa al productor el hace unos meses sin conocer la fecha
ción Transitoria Sexta del cual se indica potencial coste de los desvíos. El desvío concreta en la cual se concretará, gene-
que: “La empresa distribuidora percibi- tiene un coste que varía de hora en ra incertidumbre.
rá, desde el 1 de julio de 2008, del gene- hora, y que es nulo siempre que el des- A día de hoy, el Ministerio de Indus-
rador en régimen especial […], cuando vío vaya a favor del sistema. tria, Turismo y Comercio ha producido
actúe como su representante, un pre- Mediante su participación en los un borrador sobre el cual ha publicado
cio de 0,5 c€/kWh cedido, en concep- mercados diarios e intradiarios, el un informe la Comisión Nacional de
to de representación en el mercado”. representante “libre” mejora las previ- Energía el pasado mes de septiembre,
A continuación, el RD 485/2009 pre- siones de energía enviada como “ofer- con una serie de comentarios y sugeren-
cisa las distribuidoras consideradas tas” a OMEL, acercándolas a lo máximo cias que podrían afectar a los proyectos
como operadores dominantes que a la producción real, para una reducción de plantas de biogás de digestor (Defini-
actuarán como Representantes de Últi- de la cantidad absoluta de desvíos. ción del subgrupo b.7.2; Primas, CER…),
mo Recurso (RUR) a partir de la entra- Por otro lado, el Agente Representan- ampliando la incertidumbre existente.
da en vigor el 1 de noviembre de 2009 te tiene la posibilidad de emplear el lla- Frente a la perspectiva de un “nuevo”
de la Circular de la CNE 4/2009. mado “efecto cartera”, es decir que marco normativo, es fundamental subra-
En el punto undécimo de esta circu- puede enviar a OMEL previsiones para yar la necesidad de que éste sea cohe-
lar se lee que La empresa […] de últi- muchas plantas agrupadas en un mismo rente con los objetivos propuestos y
mo recurso percibirá, desde el 1 de “paquete”, lo que permite que, en cierta con el marco normativo actual, para
noviembre de 2009, del productor en medida, los desvíos de las plantas se com- garantizar estabilidad y seguridad a las
régimen especial […] este precio, será pensen entre sí, apantallando el coste inversiones realizadas o proyectadas,
fijo de 10 €/MWh cedido. total de los desvíos. Esto facilita la gestión dado que estos proyectos necesitan
En este marco, el Agente Represen- del Operador del Sistema y reduce el inversiones importantes, precisando de
tante “libre”, como puede serlo coste de los desvíos de los productores. una financiación a medio-largo plazo.
GNERA ENERGÍA, es el interlocutor Además sería importante que, den-
entre los productores y el resto de par- Marco Legal y perspectivas de revisión tro del “nuevo” marco legal, se homo-
ticipantes, ayudando los primeros a Recapitulando los principales hitos genice y simplifique en lo posible la tra-
mejorar los ingresos que provienen de normativos que regulan la producción mitación de las autorizaciones de las
la venta de su electricidad. de electricidad a partir de biogás en el plantas de biogás, tal y como lo men-
• En primer lugar en relación con el Régimen Especial, tenemos actualmen- ciona el documento “El sector del bio-
coste de representación. Para un repre- te: Ley 54/1997; RD 436/2004; Plan de gás agroindustrial en España”, elabora-
sentante “libre”, el coste del servicio Energías Renovables 2005-2010; RD do por miembros de la Mesa de Biogás
que presta no está fijado por Real 661/2007: Representación, CER, CEE y publicado por el Ministerio de Medio
Decreto a la diferencia del 1c€/kWh etc.; RD 1578/2008: Discriminación Ambiente, Rural y Marino (MARM),
que tienen que aplicar los Representan- horaria; RDL 6/2009: A partir de la haciendo más fácil la aplicación de las
tes de Último Recurso por este con- publicación del cual se hace la preasig- diferentes normas aplicables por los
cepto. Así que el precio del represen- nación, una condición obligatoria para distintos departamentos ministeriales y
tante “libre” tiene que ser mucho más el cobro de las primas del Régimen consejerías de las CCAA implicadas en
competitivo que el del RUR. Especial; Circular CNE 4/2009. la autorización de las mismas.
• En segundo lugar, en relación con Para asegurar la viabilidad económi- Este fin de año de 2010 será, por
las Previsiones y reducción de los Des- ca de una planta dentro del marco legal tanto, clave en la evolución de la elec-
víos. Lo que se entiende por “desvío” es existente, es importante procurar opti- tricidad procedente de biogás de diges-
la diferencia entre la previsión y la pro- mizar la venta de la electricidad toman- tor en España. L
22 • Octubre 2010