UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CALLAO
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
CENTRALES ELÉCTRICAS II
TEMA:
COGENERACIÓN
PROFESOR:
ING. ALARCÓN CUEVA NIKO
INTEGRANTES:
•
•
•
•
•
ENRÍQUEZ RIVAS LUIS ÁNGEL
CALDERÓN PIMENTEL PERCY ROGER
SÁNCHEZ AVELLANEDA G. JORDI
RODRÍGUEZ ORTIZ SANDRO EDWIN
ACUÑA PEÑA EBER ARMANDO
2018
1113110051
020515G
1223120438
020485K
1113120584
INTRODUCCIÓN
La cogeneración es sin duda una de las soluciones más inteligentes para la generación
de energía allá donde se requiere generar simultáneamente calor y electricidad.
Con rendimientos que en ocasiones superan el 85%, no existe ninguna otra forma de
aprovechar más y mejor la energía contenida en combustibles fósiles como el gas
natural, el GLP, el diesel o el fuelóleo
La construcción de plantas de cogeneración empezó en España en 1982. Las primeras
plantas se hicieron con motores de gas, gasoil y fuel de pequeña potencia (hasta 15
MW), de uso muy extendido, principalmente en el sector terciario (hospitales,
instalaciones deportivas, hoteles...)
La cogeneración y las energías renovables fueron un gran motor de la economía de este
país. De hecho, España es una referencia en el mundo en el campo de las energías
renovables, y como muchos los profesionales reclamados por otros países para ir allí a
desarrollar proyectos.
La cogeneración en el Perú se inicia en los inicios del siglo XX con las primeras
industrias de azúcar, papel, fertilizantes, etc. Actualmente existen alrededor de cinco
empresas que disponen de plantas de cogeneración en sus instalaciones, todas
pertenecen al sector industrial. Incluso, el nuevo proyecto de la refinería de Talara
contará con una planta energética de cogeneración.
Así, existen plantas de cogeneración destinadas al aprovechamiento energético del
biogás producido por los residuos urbanos. Pero, ya sean de mayor o menor dimensión,
existe un abanico de posibilidades mucho mayor para instalaciones de cogeneración.
Puesto que se trata de generación en un mismo proceso de energía eléctrica y calor útil,
se puede emplear en prácticamente todas las industrias e instalaciones que consuman
calor o frío y en aquellas que utilicen vapor o agua caliente, desde piscinas climatizadas
a compañías químicas, papeleras o alimentarías, sin olvidar otras que requieren
procesos de secado, como la minería, la cerámica y similares.
1
I.
¿QUÉ ES LA COGENERACIÓN?
La cogeneración es un término ya bastante conocido. Cogeneración significa producción
simultánea de dos o más tipos de energía. Normalmente las energías generadas son
electricidad y calor, aunque puede ser también energía mecánica y calor (y/o frio).
La producción simultánea supone que puede ser utilizada simultáneamente, lo que
implica proximidad de la planta generadora a los consumos, en contraposición al
sistema convencional de producción de electricidad en centrales independientes, donde
también se desprende calor, pero no se aprovecha sino que se elimina al ambiente.
Recordemos que la termodinámica obliga a la evacuación de una cierta cantidad de
calor en todo proceso térmico de producción de electricidad, ya que todo el calor
absorbido no puede transformarse en trabajo, y el objetivo de la cogeneración es que
no se pierda esta gran cantidad de energía.
Analizando lo que antecede podemos señalar las principales características
diferenciales de la cogeneración, a saber:
a) Se aprovechan varios tipos de energía, por lo que tiene un potencial de
rendimiento mayor que una central convencional. A su vez este mayor
rendimiento da origen a tres de sus mayores ventajas: menor dependencia de
los combustibles, coste de producción menor y menor impacto ambiental.
b) Se produce la energía donde se consume, por lo que hay menores pérdidas por
transporte y aumenta la autonomía de las fábricas
Cuando se escribe o se habla de cogeneración y sus aplicaciones, ya sea en una
instalación concreta o en general, siempre se suele comenzar por el elemento primario;
esto es el motor, la turbina de gas o de vapor.
Por el contrario, cuando se estudia, cuando se gesta el proyecto, cuando se analizan
las diferentes posibilidades, ha de hacerse al revés. Debe comenzarse por las
necesidades de calor del proceso, tanto en cantidades como en el tipo (nivel de
temperatura, fluido caloportador, etc.) para a partir de ahí determinar el tipo de máquinas
y su tamaño que puede proporcionarnos esta energía térmica. Como resultado
tendremos una o varias instalaciones que para esa energía térmica, producen diferentes
cantidades de electricidad y con diferente rendimiento y que por tanto tendrán diferente
rentabilidad económica.
2
II.
PARTES DE UNA CENTRAL DE COGENERACIÓN
A.
FUENTE DE ENERGÍA PRIMARIA
Suele ser combustóleo (es un combustible elaborado a partir de productos residuales
que se obtienen de los procesos de refinación del petróleo crudo), gas natural como
energía primaria, gracias a la limpieza, disponibilidad y costo de este último energético
mencionado, sumándole la adaptación tecnológica de turbinas de gas y motores, se
estima que estos dos energéticos cubren un 90% del mercado de la cogeneración.
B.
ELEMENTO MOTOR
Es el elemento encargado de convertir energía térmica o química en mecánica.
Dependiendo del tipo de planta, puede tratarse de turbinas de gas, turbinas de vapor
o motores alternativos.
C.
Turbina de gas
La turbina de gas es una maquina térmica que transforma la energía química contenida
en el combustible en energía mecánica. Debe su nombre no al combustible que utiliza
si no al fluido que circula a través de la turbina.
Es un motor térmico que desarrolla trabajo al expandir un gas caliente. Se compone por
un compresor, una o más cámaras de combustión y la propia turbina de gas. Consta de
una unidad que genera la potencia de donde se obtendrá la potencia útil total de la
máquina.
Fig. N° 1: Principio de funcionamiento de una turbina de gas.
D.
Turbina de Vapor
Es una turbomáquina que transforma la energía proveniente de un flujo de vapor de
agua en energía mecánica. El vapor es generado desde una caldera a muy alta
temperatura y presión. Se transforma la energía interna del vapor en energía mecánica
al generando un chorro de vapor a alta velocidad que impulsa los álabes de la turbina y
3
que a su vez transfiere esta energía mecánica a un generador para producir energía
eléctrica.
E.
Motor alternativo de combustión interna
Es un tipo de máquina que obtiene energía mecánica directamente de la energía
química de un combustible que arde dentro de la cámara de combustión. Su nombre se
debe a que dicha combustión se produce dentro de la propia máquina.
El motor alternativo es una máquina cíclica pero el fluido se renueva en cada ciclo, por
lo tanto se trata de un ciclo abierto.
F.
Motor Stirling
Es un motor térmico operando por compresión y expansión cíclica de aire u otro gas, el
llamado fluido de trabajo. El cual consta de cuatro fases en las que un gas se comprime,
se calienta, se expande y se enfría de manera cíclica. Esta serie de eventos provocan
cambios en la presión del gas que se traducen en trabajo útil. En el proceso de
conversión del calor en trabajo el motor de Stirling alcanza un rendimiento superior a
cualquier otro motor real, acercándose hasta el máximo posible del motor ideal de
Carnot. En la práctica no es posible alcanzar este rendimiento ideal, ya que durante el
funcionamiento se producen pérdidas inevitables.
Motor Stirling es de combustión externa, es decir que el motor puede funcionar con
cualquier fuente de calor externa como por ejemplo, gases de escape de motores,
combustión de biomasa, energía nuclear o energía solar.
Fig. N° 2: Motor Stirling.
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G.
SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CALOR
Puede tratarse de calderas recuperadoras de calor de gases de escape, secaderos o
intercambiadores de calor.
H.
Caldera
Es un dispositivo que tiene como función principal la generación de vapor con presiones
superiores a una atmósfera, provocando el funcionamiento de la turbina. El vapor es
generado por la absorción de calor producido en la combustión del energético primario.
Fig. N° 3: Caldera de cogeneración.
I.
El regenerador
El motor de Stirling dispone de un dispositivo denominado regenerador. Actúa como un
sistema que almacena energía en cada ciclo. El calor se deposita en el regenerador
cuando el gas se desplaza desde el foco caliente hacia el foco frío disminuyendo su
temperatura. Cuando el gas se desplaza desde el foco frío hacia el foco caliente el
regenerador suministra energía al gas aumentado su temperatura.
5
Fig. N° 4: Ciclo de Stirling teórico
1.
Ciclo de Stirling teórico:
Proceso 1→2: Es una expansión isotérmica a la temperatura T1, desde el volumen
inicial V1 al volumen final V2.
En el proceso 2→3, se trasfiere el gas a volumen constante hacia al foco frío, el gas
deposita el calor en el regenerador, disminuyendo su temperatura.
Proceso 3→4: El gas se comprime a la temperatura constante T2, desde el volumen
inicial V2 al volumen final V1.
En el proceso 4→1, se trasfiere el gas a volumen constante hacia al foco caliente, el gas
retira el calor depositado en el regenerador, aumentando su temperatura. A medida que
la temperatura se incrementa la presión del gas se incrementa, y el sistema vuelve a su
estado inicial.
J.
SISTEMA DE APROVECHAMIENTO DE ENERGÍA
MECÁNICA
En un sistema de cogeneración el aprovechamiento de la energía mecánica es de vital
importancia, el generador eléctrico aprovecha la energía mecánica que le es trasmitida
para la producción de energía eléctrica, la transformación de esta energía dentro de los
generadores se logra por la acción de un campo magnético sobre los conductores
eléctricos dispuestos en una coraza llamada alternador o dinamo; además la energía
mecánica acciona a elementos igualmente importantes en el proceso como las bombas
y los compresores, los cuales están destinados a comunicar presión y velocidad en los
fluidos, reciben la energía mecánica que proviene de un motor eléctrico o térmico.
6
Fig. N° 5: El generador aprovecha la energía mecánica que le es transmitida por
la turbina de gas.
K.
SISTEMAS DE REFRIGERACIÓN.
Al final, siempre una parte de la energía térmica contenida en el combustible no será
aprovechada en la planta y debe ser evacuada. Las torres de refrigeración. Los
aerocondensadores o los intercambiadores suelen ser elementos habituales de estos
sistemas. Un objetivo muy importante del diseño de una planta de cogeneración es
minimizar esta cantidad de calor desaprovechada y evacuada a la atmósfera.
L.
SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA.
Tanto el sistema de refrigeración como el de aprovechamiento de calor requieren unas
especificaciones en las características físico-químicas del fluido que utilizan
(generalmente agua) que requiere de una serie de sistemas para su tratamiento y
control.
Fig. N° 6: Sistema de tratamiento de agua.
7
M.
SISTEMA DE CONTROL
Se encarga del gobierno de las instalaciones, normalmente muy automatizadas.
N.
SISTEMA ELÉCTRICO
Están constituidos por la instalación eléctrica, las protecciones de los equipos,
cableados, acoplamientos, etc.
Permite la alimentación de los equipos auxiliares de la planta. La fiabilidad de esta
instalación es muy importante, así como la posibilidad de trabajo en isla, lo que permite
alimentar la fábrica en situación de deficiencia de la red externa y estar disponible
inmediatamente en el momento que se restablezcan las condiciones del servicio.
III.
TIPOS DE CICLOS DE COGENERACIÓN
Una planta de cogeneración es un sistema complejo, donde hay una entrada
fundamental que es un combustible, y varias energías salientes. Para ello hay una serie
de equipos principales y otros auxiliares.
Los equipos principales definen el tipo de ciclo, los productos del mismo, el rendimiento
y todas las características principales del mismo. Esto quiere decir que si nos
equivocamos en estos equipos, es prácticamente imposible reparar el mal, mejorando
el resto de la instalación.
Los equipos auxiliares sirven para asegurar las necesidades de los equipos principales.
Por ejemplo, bombean el agua a la caldera, comprimen el gas para la turbina, refrigeran
el aceite o los alternadores, etc.
A.
Cogeneración con motor alternativo de gas o fuel
Utilizan gas, gasóleo o fuel-oil como combustible. En general se basan en la producción
de vapor a baja presión (hasta 10 bares), aceite térmico y en el aprovechamiento del
circuito de agua de refrigeración de alta temperatura del motor.
Son también adecuadas la producción de frío por absorción, bien a través del vapor
generado con los gases en máquinas de doble efecto, o utilizando directamente el calor
del agua de refrigeración en máquinas de simple efecto.
Este tipo de instalaciones es conveniente para potencias bajas (hasta 15 MW), en las
que la generación eléctrica es muy importante en el peso del plan de negocio. Los
motores son la máquina térmica que más rendimiento eléctrico tiene, pero son poco
eficientes térmicamente.
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Fig. N° 7: Central de Cogeneración con Motor Alternativo de gas.
Fig. N° 8: diagrama de proceso elemental de la
cogeneración con motor alternativo
Los ciclos termodinámicos que se emplean casi exclusivamente en motores son dos: el
ciclo Otto y el ciclo Diesel. En ambos casos el ciclo puede tener dos o cuatro tiempos.
Los motores de gas siguen un ciclo Otto.
9
1.
Ciclo Otto
El ciclo Otto se basa en el movimiento alternativo (de
subida y bajada) del pistón en el interior del cilindro. El
ciclo es abierto, pues la mezcla combustible gas-aire
se renueva en cada tiempo o fase de admisión. El ciclo
completo consta de 4 tiempos, dos de subida del pistón
y dos de bajada.
Tiempo 1: Admisión. El pistón se encuentra en el PMS
(punto muerto superior). La válvula de admisión se
abre y entra una mezcla de gas y aire en el cilindro.
Esta mezcla puede estar a presión atmosférica y ser
aspirada por la depresión creada en el movimiento de
bajada, o como en los actuales motores industriales,
Fig. N° 9: Fases en un
puede haber sido comprimida en un turbocompresor y
Motor alternativo de cuatro
ser inyectada en el cilindro a presión. Cuando el pistón
tiempos.
llega al PMI (punto muerto inferior) la válvula de
admisión se cierra. El cigüeñal ha dado media vuelta.
Tiempo 2: Compresión. El pistón, en su subida desde el punto muerto inferior hasta el
punto muerto superior comprime la mezcla. Las válvulas de admisión y escape están
cerradas. Un poco antes de llegar a la parte más alta se produce el encendido de la
bujía, y la mezcla deflagra. El cigüeñal ha dado ya una vuelta completa. Estas dos
etapas o tiempos son consumidoras de energía, pues hasta ahora no se ha generado
ningún trabajo.
Tiempo 3: Expansión: Los gases producidos en la explosión se expansionan, lanzando
el pistón hacia abajo y produciendo el movimiento del cigüeñal. Las válvulas de admisión
y escape siguen cerradas. De los cuatro tiempos, este es el único en el que se desarrolla
trabajo. Los otros tres son consumidores de energía mecánica. El cigüeñal ha dado una
tercera media vuelta. El pistón llega finalmente al PMI.
Tiempo 4: Al alcanzar el PMI, la válvula de escape se abre y libera los gases quemados
producidos en la combustión. Al llegar al PMS esta válvula se cierra y se abre
nuevamente la de admisión, comenzando un nuevo ciclo. El cigüeñal ha dado dos
vueltas completas.
10
B.
Cogeneración con turbina de gas
En las plantas con turbina de gas se quema combustible en un turbogenerador. Parte
de la energía se transforma en energía mecánica, que se transformará con la ayuda del
alternador en energía eléctrica. Su rendimiento eléctrico es normalmente inferior al de
las plantas con motores alternativos, pero presentan la ventaja de que permiten una
recuperación fácil del calor, que se encuentra concentrado en su práctica totalidad en
los gases de escape, que están a una temperatura de unos 500 ºC, idónea para producir
vapor en una caldea de recuperación.
El sistema consta de una turbina de gas y una caldera de recuperación, generándose
vapor directamente a la presión de utilización en la planta de proceso asociada a la
cogeneración. Su aplicación es adecuada cuando las necesidades de vapor son
importantes (>10 t/h), situación que se encuentra fácilmente en numerosas industrias
(alimentación, química, papelera).
En los gases de escape, puede producirse una cantidad adicional de calor utilizando un
quemador de postcombustión, introduciendo combustible directamente a un quemador
especial, con el que cuenta la caldera. Esto puede hacerse porque los gases de escape
son aún suficientemente ricos en oxígeno.
Fig. N° 10: Turbina de Gas
1.
Turbina de gas
El aire fresco de la atmósfera fluye a través de un compresor que lo eleva a una alta
presión. Luego se añade energía dispersando combustible en el mismo y quemándolo
de modo que la combustión genera un flujo de alta temperatura. Este gas de alta
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temperatura y presión entra a una turbina, donde se expande disminuyendo la presión
de salida, produciendo el movimiento del eje durante el proceso.
El trabajo de este eje de la turbina es mover el compresor y otros dispositivos como
generadores eléctricos que pueden estar acoplados. La energía que no se usa para el
trabajo sale en forma de gases, por lo cual tendrán o una alta temperatura o una alta
velocidad. El propósito de la turbina determina el diseño que maximiza esta forma de
energía. Las turbinas de gas se usan para dar potencia a aeronaves, trenes, barcos,
generadores eléctricos, e incluso tanques.
Llega a su plena carga en periodos de tiempo muy corto lo que las hace ideal para
determinadas aplicaciones en las que se requiere variaciones de cargas rápidas,
regulación de redes o abastecimiento de picos de demanda.
a)
Ciclo de Brayton
a) Presión vs Volumen
b) Entalpía vs Entropía
Fig. N° 11: Gráfica del Ciclo Brayton
La turbina de gas sigue el ciclo denominado Brayton. Se puede observar cómo en la
primera etapa, de compresión de aire, éste disminuye su volumen y aumenta su
entalpía, debido a que se está aportando un trabajo de compresión.
En la segunda etapa, combustión, el fluido aumenta de forma importante su entalpía y
temperatura. El combustible aporta su energía al aire a presión constante.
En la tercera etapa, expansión, los gases calientes se expanden, aumentando su
volumen y disminuyendo su entalpía, debido a que la energía se ha convertido en
trabajo.
12
Fig. N° 12: diagrama de proceso elemental de la
cogeneración con turbina de gas
b)
Cogeneración con turbina de vapor
En estos sistemas, la energía mecánica se produce por la expansión del vapor de alta
presión procedente de una caldera convencional. El uso de este ciclo fue el primero en
cogeneración.
Las pérdidas son menores y el rendimiento de la máquina es mucho mayor al ser un
circuito cerrado.
Para mejorar el rendimiento, a veces, las turbinas tienen enganchado a su eje dos o tres
turbinas diferentes (turbina de alta, de media y de baja presión), de tal forma que el
vapor golpea la primera, después la siguiente y así una a una hasta salir por la última.
Lo que conseguimos con esto es aprovechar al máximo la fuerza del vapor, golpeando
varias turbinas, en lugar de solo una. Se trata de que salga de la turbina con la mínima
presión, y que todo la que tenía se aproveche al máximo antes de que salga de la
turbina.
Actualmente su aplicación ha quedado prácticamente limitada como complemento para
ciclos combinados o en instalaciones que utilizan combustibles residuales, como
biomasa y residuos.
2.
Turbinas de Vapor
El vapor entra a la turbina a alta presión y temperatura a través de unos tubos, llamado
toberas, al llegar a la turbina golpea los álabes (paletas) y hace girar la turbina y su eje.
El eje de la turbina se llama rotor.
13
A una fila de álabes se le llama carrete. Una turbina está formada por varios carretes y
cada carrete tiene varios álabes.
En definitiva la energía química del combustible utilizado para calentar el agua se
transforma en energía cinética (movimiento rotación del eje).
La forma de condensar el vapor a la salida de la turbina es mediante lo que se conoce
como un condensador, simplemente son unos tubos de agua fría, que al entrar en
contacto con el vapor de la turbina, enfrían el vapor y lo condensa.
El vapor así condensado, ahora líquido, todavía tiene calor y por lo tanto llega a la
caldera con ese calor, lo que hará más fácil pasarlo de nuevo a vapor para volver a
realizar el ciclo.
Es necesaria una bomba para llevar el vapor condensado del condensador a la caldera.
Dependiendo de la presión de salida del vapor de la turbina se clasifican en turbinas a
contrapresión, en donde esta presión está por encima de la atmosférica, y las turbinas
a condensación, en las cuales ésta esta por debajo de la atmosférica y han de estar
provistas de un condensador.
Fig. N° 13: Turbina de Vapor
3.
Ciclo Rankine
El ciclo Rankine es un ciclo de potencia representativo del proceso termodinámico que
tiene lugar en una central térmica de vapor. Utiliza un fluido de trabajo que
alternativamente evapora y condensa, típicamente agua.
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Mediante la quema de un combustible, el vapor de agua es producido en una caldera a
alta presión para luego ser llevado a una turbina donde se expande para generar trabajo
mecánico en su eje (este eje, solidariamente unido al de un generador eléctrico, es el
que generará la electricidad en la central térmica).
El vapor de baja presión que sale de la turbina se introduce en un condensador, equipo
donde el vapor condensa y cambia al estado líquido (habitualmente el calor es evacuado
mediante una corriente de refrigeración procedente del mar, de un río o de un lago).
Posteriormente, una bomba se encarga de aumentar la presión del fluido en fase líquida
para volver a introducirlo nuevamente en la caldera, cerrando de esta manera el ciclo.
Fig. N° 14: diagrama
de proceso elemental
de la cogeneración
con turbina de vapor
C.
Cogeneración en ciclo combinado con turbina de gas
La aplicación conjunta de una turbina de gas y una turbina de vapor es lo que se
denomina ciclo combinado.
Los gases de escape de la turbina atraviesan la caldera de recuperación, donde se
produce vapor de alta presión. Este vapor se expande en una turbina de vapor
produciendo una energía eléctrica adicional.
El escape de la turbina será vapor de baja presión, que puede aprovecharse como tal o
condensarse en un condensador presurizado, produciendo agua caliente o agua
sobrecalentada, que será utilizado en la industria asociada. En este tipo de ciclo, si la
demanda de calor disminuye, el vapor sobrante en el escape de la turbina puede
condensarse, con lo que toda la energía de los gases no se pierde sino que al menos
se produce una cierta cantidad de electricidad.
15
En un ciclo combinado con turbina de gas el proceso de vapor es esencial para lograr
la eficiencia del mismo. La selección de la presión y la temperatura del vapor vivo se
hacen en función de las condiciones de los gases de escape de la turbina de gas y de
las condiciones de vapor necesarias para la fábrica.
Por ello se requiere una ingeniería apropiada capaz de diseñar procesos adaptados al
consumo de la planta industrial asociada a la cogeneración, que al mismo tiempo
dispongan de gran flexibilidad que posibilite su trabajo eficiente en situaciones alejadas
del punto de diseño.
Una variante del ciclo combinado expuesto, en el que la turbina de vapor trabaja a
contrapresión (esto es, expande el vapor entre una presión elevada y una presión
inferior, siempre superior a la atmosférica) es el ciclo combinado a condensación, en el
que el aprovechamiento del calor proveniente del primer ciclo se realiza en la turbina de
vapor, quedando ésta como elemento final del proceso. El vapor de salida se condensa
en un condensador que trabaja a presión inferior a la atmosférica, para que el salto
térmico sea el mayor posible. Este es el ciclo de las centrales eléctricas de ciclo
combinado.
Fig. N° 15:
diagrama de
proceso elemental
de la cogeneración
en ciclo combinado
con turbina de gas
D.
Cogeneración en ciclo combinado con motor
alternativo
En este tipo de plantas, el calor contenido en los gases de escape del motor se recupera
en una caldera de recuperación, produciendo vapor que es utilizado en una turbina de
vapor para producir más energía eléctrica o energía mecánica. El circuito de
16
refrigeración de alta temperatura del motor se recupera en intercambiadores, y el calor
recuperado se utiliza directamente en la industria asociada a la planta de cogeneración.
El rendimiento eléctrico en esta planta es alto, mientras que el térmico disminuye
considerablemente. Es interesante para plantas con demandas de calor bajas.
El calor del escape de la turbina de vapor también puede aprovecharse, en cuyo caso
mejora el rendimiento global.
Fig. N° 16:
diagrama de
proceso elemental
de la cogeneración
en ciclo combinado
con motor
alternativo
17
IV. COGENERACIÓN EN EL PERÚ Y A NIVEL MUNDIAL
A.
COGENERACIÓN EN EL MUNDO
Casi 2/3 de los 49,555 Twh consumidos para la producción de electricidad en el mundo
es disipada al ambiente.
La componente térmica perdida equivale al 63%. Dicha disipación es el nicho que busca
aprovechar la Cogeneración, aplicando CHP o conceptualizando sistemas de
generación descentralizada (o distribuida).
La conciencia de los países importantes de considerar los efectos negativos que genera
el hombre en su propio planeta (ambientales, sociales, económicos), traducido a un
término que posteriormente se llamaría “desarrollo sustentable”, se formaliza
internacionalmente a partir de 1987 con la comisión Brundtland.
Luego de varios acuerdos intermedios, la voluntad de los países desarrollados de
proteger especialmente el medio ambiente se plasma en diciembre de 1997 en el
Protocolo de Kyoto, emanado de las Naciones Unidas dentro de su convención de
cambio climático, donde un grupo de países se comprometieron a limitar o reducir sus
GEI, persiguiendo un objetivo específico: reducir en 5% la suma de GEI en el período
2008-2012, respecto de los niveles registrados en 1990.
Los esfuerzos actualmente muestran que estas metas no se cumplirán, aunque se han
adoptado medidas en varios de ellos que apuntan en la dirección correcta.
La cogeneración cubre actualmente más del 9% de la potencia eléctrica total producida,
con un impacto económico probablemente superior.
Uno de los procedimientos que utiliza este protocolo para su implementación, es el
Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), que abre la posibilidad a los países en vías de
desarrollo a contribuir en la reducción de GEI de los países que han adherido el
protocolo.
Lo anterior, sumado a la necesidad de reducir la dependencia de la volatilidad de precios
en combustibles fósiles, impulsa los programas de cogeneración en el mundo.
Potencial de la cogeneración en el mundo
•
Para EU-25, se estima que el potencial de la cogeneración se sitúa en el rango
150 – 250 GW, doblando la potencia actual instalada para 2025. En este
escenario la potencia eléctrica instalada con plantas de cogeneración superará
el 17% (COGEN Europe 2006)
18
•
El Gobierno Canadiense estimó en 2002, un potencial de la cogeneración del
orden de 15,5 GW en 2015, cerca del 12% de la potencia instalada en esa fecha.
•
Para EEUU, el potencial de cogeneración en términos de potencia eléctrica
instalada es de 110 – 150 GW en 2015, alcanzando un 12 – 21 % de la potencia
total instalada en la fecha.
•
El Gobierno de U.K. ha estimado que el potencial de la cogeneración es del 17%
de la potencia eléctrica total instalada en 2010 (actualmente es del 7,5%)
•
El objetivo marcado por el Gobierno Alemán en 2007 fue el de duplicar, en 2020,
la potencia eléctrica instalada en esa fecha con plantas de cogeneración.
•
En la India, el potencial de cogeneración en el sector industrial supera los 7,5
GW (Powerline 2007)
•
El potencial de cogeneración en Japón para 2030 se ha identificado en 29,4
GW, más del 10% de la potencia eléctrica prevista en la fecha.
1.
Organizaciones Internacionales
Hay varias organizaciones internacionales participando en los aspectos tecnológicos y
regulatorios propios a cada mercado en particular, pensando en los beneficios de una
mayor eficiencia energética y energía descentralizada.
Además de la AIE, EIA, DOE, DEFRA, la CNE de Chile y muchas otras, destacan:
•
COGEN España, con más de 60 importantísimas empresas asociadas del
mundo energético mundial, trabaja de la mano de Congen Europe para el logro
de marcos legales y sin barreras para el fomento, difusión e implementación de
la cogeneración y generación distribuida en España. (www.cogenspain.org).
19
•
COGEN Europe, creada en Bélgica en 1993, integrando la cooperación de
países europeos en el desarrollo de la cogeneración y su potencial como
continente. Cuenta actualmente con más de 100 empresas eléctricas,
autoridades en energía, proveedores y otros ligados a la promoción de la
cogeneración,
con
conferencias
anuales
y
actividades
permanentes.
(http://www.cogeneurope.eu)
•
WADE (World Alliance for Decentralized Energy) fue creada en 1997 como la
International Cogeneration Alliance, para buscar soluciones a los problemas de
cambio climático y contaminación planteados por las Naciones Unidas
(UNFCCC, United Nations Framework Convention on Climate Change). En 2002
fue renombrada a WADE, para acelerar el desarrollo mundial de la cogeneración,
20
impulsando mayor apertura a todo tipo de energía descentralizada. La
conforman importantes organismos y desarrolladores de tecnología de Australia,
Bélgica, Brazil, Canadá, China, Estados Unidos, Francia, India, Italia, Nigeria,
Noruega, UK, Polonia y Portugal, entre otros. (http://www.localpower.org).
•
TECH4CDM, programa implementado por el Instituto para la Diversificación y
Ahorro de la Energía de España (IDAE) vía financiamiento de la Comunidad
Europea (a través de su Framework Programme for Research and Technological
Development (FP6)), en conjunto con la Asociación Empresarial Eólica (AEE),
Asociación Solar de la Industria Térmica (ASIT), European Photovoltaic Industry
Association (EPIA), y tres organismos latinoamericanos: Comisión Nacional para
el Ahorro de Energía (CONAE, México), Centro de conservación de Energía y
del Ambiente (CENERGIA, Perú) y Comisión Nacional de Energía (CNE, Chile),
para la promoción de la cogeneración y otras alternativas renovables en cinco
países de América Latina: Argentina, Chile, México, Ecuador y Perú.
(www.tech4cdm.com).
•
CenDEP, The Centre for Distributed Energy and Power, al alero de WADE y
CSIRO de Australia, alianza de organizaciones relacionadas con tecnología y
energía involucradas en el desarrollo de la energía distribuida. CSIRO (The
Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation es la agencia
nacional científica de Australia, una de las más diversas del mundo en
investigación. (www.cendep.csiro.au).
21
•
INEE, Instituto Nacional de Eficiencia Energética, Brasil, principal colaborador de
COGEN – Río, organismo privado iniciado en 1992 para promover la actividad
de energía distribuida y eficiencia energética en Brasil. (http://www.inee.org.br).
Por otra parte, actualmente hay países cuyos incentivos y regulaciones han logrado que
la cogeneración participe en más de la mitad de la matriz energética. En casi 10 de ellos
se concentra el 80% de las emisiones mundiales.
El resto del mundo en forma atomizada (7%), requiere medidas y programas aptos para
econo-mías en desarrollo, por el potencial que representan bajo un escenario de mayor
consumo energético e industrialización.
2.
Otros países
La cogeneración, ya sea para aplicaciones industriales, edificios o integradas a redes
que proveen calefacción en distritos urbanos, ofrece a los desarrolladores de políticas
la oportunidad de alcanzar objetivos tanto energéticos como ambientales a un bajo costo
comparado con otras alternativas. Estos beneficios están asociados al hecho que se
está generando energía de manera eficiente, en el lugar donde será consumida
evitándose pérdidas de transmisión y distribución y también de energía térmica.
Se entiende que el primer objetivo que busca una inversión en cogeneración, sea
económico, por lo cual el proyecto debe satisfacer los requerimientos de rentabilidad
que busca el inversor.
Estos beneficios son evidentes para el caso de la cogeneración, pero cada vez es más
fuerte la evidencia que prueba que el desarrollo de la cogeneración en el futuro, estará
asociado al alto impacto que genera en la reducción de emisiones de Gases de Efecto
Invernadero (GEI).
A pesar de esto y de las políticas de promoción implementadas en distintos países,
según datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), la participación de la
cogeneración, a nivel mundial, respecto a la generación global de energía eléctrica, ha
permanecido estancada durante los últimos años en valores cercanos al 9%. Según
información de la Agencia, sólo 5 países han logrado una expansión exitosa de la
cogeneración hasta alcanzar una participación de entre un 30% a un 50% de la
generación total de energía eléctrica la mayor parte correspondiendo a sistemas de
cogeneración con calefacción urbana, (Dinamarca, Finlandia, Rusia, Letonia y Holanda).
22
Un segundo grupo de países, esta participación se encuentra en el rango del 10% al
20% (Hungría, Polonia, República Checa, Austria, China y Alemania). Pero persiste el
interrogante para hallar las causas que expliquen el lento proceso de expansión de esta
alternativa tecnológica.
Se debe resaltar, sin embargo, que para poder comparar adecuadamente esta
información internacional, se requiere conocer cómo considera cada país su
cogeneración, y si está considerando o no el suministro térmico para calefacción
individual y en qué proporción.
Por otro lado, si nos dedicamos a explorar los modelos exitosos de desarrollo de la
cogeneración, se puede afirmar que si bien cada caso y cada país presenta sus propias
particularidades, el elemento común que rige a todos, es la existencia de políticas
gubernamentales claras sobre el tema.
Entre las políticas de promoción que han tenido mayor éxito, sobresalen aquellas que
establecen objetivos de largo plazo, diseñadas y ejecutadas en forma coordinada por
diversos departamentos gubernamentales, y con una clara definición de los elementos
que deben de ser atendidos para hacer atractivas las inversiones requeridas en este
sector, lo que suele traducirse en diferentes incentivos actuando en forma conjunta.
Ante los claros beneficios que ofrece la cogeneración, las políticas de incentivos sólo
son necesarias cuando existen barreras que frenan su desarrollo (de mercado,
regulatorias, institucionales, etc.), y deben ser entendidas más que como una ayuda
como un justo reconocimiento por los beneficios adicionales que estas aplicaciones
conllevan.
Algunas de las políticas de promoción se implementan a nivel regional (estatal,
municipal y local), y no a nivel nacional, ya que las ciudades pueden resultar muy
efectivas en ejecutar este tipo de políticas (sobre todo a nivel de integrar cogeneración
en la calefacción urbana, donde se presenta un nivel constante e importante de
demanda térmica, junto con problemas de contaminación y manejo de residuos).
De acuerdo con un análisis realizado por el AIE, sobre el potencial económico de
incrementar la cogeneración bajo un escenario de política en el que se repliquen
aquellas empleadas en los países más exitosos en el grupo de países G8+5 sería
posible que para el año 2030 la participación en la cogeneración alcance niveles
cercanos al 24%.
23
B.
Cogeneración en la Unión Europea
El desarrollo sostenible del sector energético en la Unión Europea en lo que afecta a
aspectos medioambientales y de la seguridad de suministro está fuertemente
relacionado con la mejora de la eficiencia energética. En este contexto los sistemas de
cogeneración o sistemas de energía total están reconocidos como una de las
herramientas principales para conseguir alcanzar los objetivos europeos de mejora de
la eficiencia energética.
Esto es debido a sus beneficios consistentes en el ahorro de energía primaria, las
pérdidas evitadas y la reducción de emisiones, en particular las de efecto invernadero.
Además, la cogeneración contribuye positivamente a la seguridad de suministro y a la
competitividad de los Estados Miembros de la Unión Europea. Por todos estos motivos,
la promoción de los sistemas de cogeneración de alta eficiencia es una prioridad
Comunitaria.
La Directiva 2004/8/CE relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la
demanda de calor útil en el mercado interior de la energía, adoptada el 11 de febrero de
2004 y con entrada en vigor en marzo de 2004 establece en su artículo 6 la necesidad
de que cada Estado Miembro desarrolle un estudio de potencial de cogeneración de alta
eficiencia, incluida la microcogeneración de alta eficiencia.
Situación en la Unión Europea
•
La cogeneración tiene una larga tradición en Europa que abarca tanto el tipo
industrial como la referente a aplicaciones conocidas como district heating o
energía de distrito, enfocadas al mercado de calor útil doméstico y comercial.
•
El grado de penetración de la cogeneración en los distintos países es muy
diverso. Su aportación respecto al total de energía producida alcanza cifras
elevadas en países como Dinamarca (49%), Finlandia (38%), Holanda (30%),
pero también en países de economías de transición como Letonia (38%),
Hungría (21%) y República Checa (17%).
24
Figura N° 17: Energía eléctrica generada por sistemas de cogeneración, por países así
como la cobertura satisfecha respecto a la demanda energética total del país
correspondiente.
Respecto la energía eléctrica, esta se haya compartida en dos conceptos: la aportada
por agentes en forma de ESCOs (energía de distrito), y la generada por
autoproductores.
Es destacable la gran implantación de sistemas de ‘energía de distrito’ en la Unión
Europea, metodología que aún no ha sido implantada en España de forma significativa.
1.
Cogeneración en España
España es el quinto país con mayor consumo y capacidad instalada de generación en
los países europeos.
Su matriz energética se encuentra principalmente constituida por centrales térmicas y
nucleares, además de una participación cada vez mayor del llamado régimen especial
de generación, el que incluye las fuentes de energías renovables y la cogeneración.
Bajo este régimen, las centrales de cogeneración reciben una prima por sobre el precio
de mercado, lo que ha impulsado fuertemente la aparición de este tipo de plantas.
La situación actual de la cogeneración desde el punto de vista normativo se caracteriza
por el marco fijado por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico (LSE), la cual ha sido
modificada posteriormente en varias ocasiones. La LSE incluye a las plantas de
cogeneración en el denominado régimen especial siempre que su potencia no supere
50 MW, regulando los siguientes aspectos:
25
•
Necesidad de autorización administrativa previa de carácter reglado.
•
Derecho de los productores de incorporar su producción al sistema eléctrico.
•
Régimen retributivo de la energía eléctrica vertida a la red regulado, y
complementado con la percepción de una prima.
La LSE ha sido desarrollada en lo que se refiere al régimen especial por los ya
derogados Real Decreto 2818/1998 y Real Decreto 436/2004, sustituido por el vigente
Real Decreto 661/2007 por el que se regula la actividad de producción eléctrica en
régimen especial. Esta norma cataloga los sistemas de cogeneración en los siguientes
grupos y subgrupos:
•
Grupo a.1. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración.
o
Subgrupo a.1.1. Cogeneraciones que utilizan como combustible gas
natural.
o
Subgrupo a.1.2. Cogeneraciones que utilizan como combustible gasóleo,
fuel oil o gases licuados de petróleo (GLP).
o
Subgrupo a.1.3. Cogeneraciones que utilizan como combustible biomasa
y/o biogás.
o
Subgrupo a.1.4. Resto de cogeneraciones que incluyen como posibles
combustibles a emplear gases residuales de refinería, coquería,
combustible de proceso, carbón y otros no contemplados en los
subgrupos anteriores.
•
Grupo a.2. Instalaciones que incluyan una central que utilice energías residuales
procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad
no sea la producción de energía eléctrica y/o mecánica.
El Real Decreto 661/2007 define un marco retributivo para la venta de excedentes de
la energía eléctrica vertida a la red de las cogeneraciones basado en dos posibilidades
de libre elección por el propietario:
-
Cesión de la energía eléctrica a través de la red de transporte o distribución,
percibiendo una tarifa regulada única para todos los periodos de programación.
-
Venta de la energía eléctrica libremente en el mercado, percibiendo el propietario
de la cogeneración el precio que resulte del mercado organizado o el libremente
negociado, complementado, en su caso, por una prima.
26
Por otra parte, también está publicado el Real Decreto Ley 7/2006 que modifica
parcialmente el marco normativo de la LSE para cogeneraciones favoreciendo su libre
operación en el mercado. Para ello incorpora las siguientes medidas:
•
Se permite vender libremente la energía eléctrica producida.
•
Eliminación del concepto de autoproductor.
•
Eliminación de los ‘costes de transición a la competencia’.
•
Eliminación de obligación de autoconsumo térmico y eléctrico.
Caben destacar otras dos leyes dentro de las políticas públicas en cogeneración
españolas que son las siguientes:
-
La ley 82/80 sobre conservación de la Energía (1980). Esta ley representó la
primera política concreta de apoyo a la cogeneración, la cual permitía inyectar
los excedentes de generación provenientes de plantas de generación y
autoproductores, estableciendo la obligación de las compañías a adquirir esta
electricidad. Esta situación, sumada a una débil expansión de las redes de
transmisión y un desarrollo tecnológico importante llevó a la aparición de un
número significativo de plantas de cogeneración industrial a partir de 1986.
-
Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (1990). Este plan fija objetivos concretos
de nuevas plantas de cogeneración para el periodo 1991-2000. Bajo este plan,
la cogeneración comienza a ser tratada en forma diferenciada, siendo incluida
en el llamado régimen especial de generación eléctrica. Este temprano auge se
vio mermado por la supresión de los incentivos para el régimen especial de
generación durante los años 90, que buscaban liberalizar el mercado eléctrico,
y el cambio de criterios que establecían que tecnologías calificaban para este
régimen. Los bruscos y contradictorios cambios en la normativa generaron
incertidumbre en los inversores, paralizando la inversión en cogeneración
durante la segunda mitad de los años 90.
2.
Cogeneración en Alemania
Alemania representa el mayor mercado energético en Europa y es la columna vertebral
de las redes de gas y electricidad en el continente.
La electricidad es generada mayormente a partir de centrales térmicas de carbón y
plantas nucleares, sin embargo, la introducción de fuertes políticas de incentivo a las
energías renovables y la eficiencia energética han comenzado a dar importantes
resultados.
27
Hoy en día, el uso de gas natural es cada vez más común, y las energías renovables
han crecido aún más rápido, alcanzando un 11% de la electricidad generada en 2006.
Con respecto a la cogeneración, actualmente sobre un 12% de la electricidad generada
se produce en conjunto con la producción de calor, y se ha fijado la meta de incrementar
este valor a un 25% para el año 2020.
El gobierno alemán ha introducido una serie de incentivos para el desarrollo y uso de la
cogeneración. El desarrollo de la cogeneración ha estado muy ligado al uso de calor
distrital, sin embargo, existen también importantes usos en el ámbito industrial.
A continuación, se realiza un breve resumen de las políticas adoptadas por Alemania
para incentivar la cogeneración:
•
Ley de Cogeneración (BMWi, 2002). Esta ley tenía por objetivo reducir 23
millones de Ton CO2 al año 2010.
•
Nueva Ley de Cogeneración (BMWi, 2008). Esta ley introduce cambios
importantes en la Ley del año 2002 y tiene por meta producir un mínimo de 25%
de electricidad por medio de cogeneración al año 2020.
•
Exención del EcoTax. La producción de calor cogenerado está exenta del
impuesto llamado EcoTax, siempre y cuando la planta trabaje a una eficiencia
sobre el 70%.
•
Ley de Energías Renovables (2000). Esta ley está centrada principalmente en
estimular el uso de las energías renovables en la red eléctrica, sin embargo,
posee un fuerte incentivo para el uso de la biomasa y biogás en régimen de
cogeneración. Se establece un feed-in tariff de hasta 27,7 c€/kWh para este tipo
de centrales, lo que ha estimulado un rápido crecimiento de esta tecnología
convirtiendo a Alemania en el líder en cogeneración con biomasa/biogás.
28
Figura N° 18: central de ciclo combinado Gud Mittelsbüren (Bremen)
3.
Cogeneración en Dinamarca
Dinamarca es uno de los países líderes en el uso eficiente de la energía a nivel mundial,
situación que ha sido lograda gracias a un desarrollo de casi treinta años de políticas
energéticas que promueven el uso eficiente de la energía, el uso de energías renovables
y el desarrollo tecnológico. Gracias a esto, Dinamarca ha logrado estancar su consumo
energético en los últimos 25 años, mientras su economía ha continuado creciendo.
Dentro de este marco de políticas energéticas, el amplio uso de calor distrital y la
cogeneración de electricidad y calor han jugado un papel clave. En el año 2007 el 71,5%
de la capacidad instalada de producción eléctrica correspondía a instalaciones de
cogeneración, casi la totalidad de la capacidad de generación térmica, considerando
que la generación eólica e hidráulica representan un 24,2% de la capacidad de
generación. De esta forma, Dinamarca se convierte en el ejemplo más exitoso a nivel
mundial en el uso de cogeneración.
A continuación, se describen algunas de las leyes y normativas energéticas de mayor
impacto para el desarrollo de la cogeneración en Dinamarca.
•
Obligación de conexión a Red de Calor o Gas Natural (1982). Las autoridades
locales tienen la facultad de exigir a todos los usuarios que se conecten o a la
red de calor distrital (CD), o a la red de gas natural, tanto para las construcciones
nuevas como las antiguas. Mediante la aplicación de este decreto se asegura
29
una cierta demanda de calor para el generador, de forma que disminuye la
incertidumbre y los riesgos de la inversión, facilitando la obtención de créditos
para la inversión.
•
Erradicación de la Electricidad como Fuente de Calor (1988). Esta medida es
complementaria a la ley de 1982 y supone un incentivo para conectarse a las
redes de calor o gas locales.
•
Plan de Acción «Energy 2000» (1990). Esta normativa correspondió a un intento
por incentivar el uso de los llamados «combustibles ambientales y socialmente
deseables». Este tipo de combustibles son: el gas natural, energía solar, energía
eólica y biomasa.
•
Acta de energía (1992). Establece subsidios de hasta un 50% del costo de
inversión en cogeneración, y un esquema de feed-in tariff para la cogeneración
a base de gas natural y biomasa.
4.
Cogeneración en Holanda
En Holanda, un 60% del calor producido en cogeneración es utilizado en el sector
industrial. Holanda es el único país, que no ha basado su éxito en el uso de calor distrital.
Holanda representa un importante ejemplo de inclusión de cogeneración en el ámbito
industrial, con un registro de políticas que incluyen importantes éxitos y también
fracasos.
El crecimiento explosivo de la cogeneración en Holanda se produjo a comienzos de la
década de 1990, debido al reconocimiento del gobierno de que la configuración óptima
de una planta de cogeneración debe estar basada en las demandas de calor.
El Acta de Electricidad de 1989, motor del rápido impulso de la cogeneración a
comienzos de los años 90, otorgó un feed-in tariff para la electricidad producida en
cogeneración, permitiendo además a las empresas distribuidoras incluso producir su
propia electricidad, con una capacidad máxima de 25 MW por planta.
Por su naturaleza, las distribuidoras se encontraban cercanas a las industrias, por lo
que se encontraban en una situación privilegiada para abastecerles de calor.
Por otra parte, las restricciones de tamaño a las plantas de 25MW hizo que la magnitud
del calor extraíble de estas en cogeneración fuera adecuada para su utilización de
carácter industrial.
30
Sin embargo, existía un importante precedente que debía ser superado: en los años 80
se habían cancelado varios proyectos de cogeneración ya que las industrias no querían
entrar en contratos a largo plazo, y las generadoras no querían arriesgarse a perder a
sus compradores de vapor.
La solución fue la creación de empresas conjuntas, en donde se creaba una nueva
compañía donde la propiedad de esta se compartía entre la industria y el generador.
Esto solucionó el problema de los contratos de vapor, de esta forma se podían negociar
contratos que maximizaran la rentabilidad tanto de la generadora como del industrial en
forma conjunta.
El resultado fue un explosivo crecimiento de empresas conjuntas de cogeneración a
partir de 1992.
El Acta de Electricidad de 1998 pone fin al trato especial a la cogeneración, eliminando
las tarifas preferenciales en transmisión y en donde el feed-in tariff es transado en el
mercado en conjunto con otras tecnologías de generación.
Después de unos años, se demostró que la supervivencia de la cogeneración estaba
amenazada, donde el horario fuera de punta las plantas permanecían apagadas dado
que el precio de mercado era fijado por el carbón e importaciones de electricidad a bajo
costo.
La caída en la electricidad cogenerada fue evidente, y obligó a las autoridades a reintroducir un esquema feed-in tariff en el año 2001, para intentar revitalizar el mercado
de la cogeneración.
En 2003, comienza a regir el sistema de permisos y comercio de emisiones de gases
de efecto invernadero. En estos, el sector eléctrico posee una cota máxima de emisiones
de CO2 que están autorizados a emitir, la cual se reduce en el tiempo.
Las restricciones de emisiones, en conjunto con los incentivos económicos, recuperaron
el mercado de la cogeneración en Holanda, que al año 2006, el 29% de la electricidad
total fue producida por cogeneración.
En el año 2008, el gobierno retiró por completo el feed-in tariff a la cogeneración con
combustibles fósiles, ya que consideró que el sistema de cotas de emisiones ha
permitido que estas plantas sean competitivas con las tecnologías convencionales. Sin
embargo, los hechos demuestran que la inversión en nuevos proyectos de cogeneración
cayó fuertemente y que las políticas holandesas de los últimos años han sido débiles e
inconsistentes.
31
Estas no han sido capaces de atraer inversores y, peor aún, han mandado señales de
contradictorias a los inversores, debilitando la confianza de estos en las políticas de
cogeneración en el largo plazo.
C.
Cogeneración en Estados Unidos
Estados Unidos es el mayor productor, importador y consumidor de energía del mundo,
con una matriz eléctrica dominada por el carbón, el gas natural y la energía nuclear, lo
que totaliza aproximadamente un 90% de la electricidad generada.
Actualmente, un 8% de la electricidad generada se realiza en régimen de cogeneración,
en donde una importante fracción de las 3.300 instalaciones de cogeneración existentes
fue construida en los años 70 y 80, gracias al éxito de la Public Utilities Regulatory Policy
Act (PURPA).
Si bien la cogeneración sufrió un cierto estancamiento durante las últimas 2 décadas,
esta asoma como una importante herramienta para reducir las emisiones de gases de
efecto invernadero del país, en miras a los compromisos de reducción de 18% al año
2020, en discusión actualmente en el parlamento.
Varios estados (Nueva York y California) se han adelantado al gobierno federal, al incluir
legislación de incentivos y regulación normativa para la cogeneración, utilizándola como
una herramienta importante en la reducción de emisiones que voluntariamente se han
propuesto.
1.
Políticas Públicas de Cogeneración
Inicialmente, la cogeneración industrial y municipal era una práctica habitual en Estados
Unidos, en la primera mitad del siglo XX. Sin embargo, este uso incipiente de la
cogeneración se vio truncado en la medida que las empresas de generación optaron por
la construcción de grandes plantas productoras de electricidad con el fin de aprovechar
las economías de escala derivadas de dicha elección.
Así, la cogeneración se vio relegada a ciertas industrias con características muy
particulares, como las papeleras, químicas y acereras, situación que se mantuvo hasta
la llegada de la crisis del petróleo en los años 70.
Public Utilities Regulatory Policies Act, PURPA (1978). Esta ley fue promulgada en 1978
por el congreso de Estados Unidos y tiene por función incentivar la eficiencia energética
en las generadoras eléctricas.
El PURPA incluía diversos incentivos tributarios, en conjunto con un porcentaje de la
generación que debía ser cogenerada, ya sea por producción propia o adquirida en el
32
mercado. Además, se crea la figura del productor calificado, categoría que permitía a un
productor independiente vender sus excedentes de electricidad a la red, previo
cumplimiento de ciertas condiciones de interconexión.
El PURPA causó un significativo aumento en la capacidad instalada de cogeneración,
desde 12 GW en 1980 hasta 66 GW en 2000. La aparición de nuevas plantas de
cogeneración sufrió un periodo de estancamiento al comienzo de los 90, debido a los
intentos de varios estados por liberalizar el mercado, eliminando el requerimiento de ser
productor calificado para inyectar electricidad en la red.
Figura N° 19: Crecimiento de la capacidad instalada y proyección de la cogeneración
luego de aplicar la ley PURPA
La incertidumbre generada sobre el efecto de esta normativa, en conjunto con un alza
en el precio del gas natural desincentivó a los inversionistas a invertir en proyectos de
cogeneración.
Ya en el siglo XXI, con mayor certeza sobre el cambio climático y precios de la energía
crecientes, diversos estados han establecido subsidios y franquicias tributarias, pero
sobre todo, han tomado acción en la eliminación de las barreras normativas asociadas
a la cogeneración.
Dentro las medidas tomadas destacan la generación de estándares claros y
procedimientos eficientes y rápidos para la interconexión de plantas de cogeneración a
la red y procedimientos diferenciados de permisos ambientales.
Energy Independence and Security Act, 2007. Esta ley fue promulgada a finales de
2007, y tuvo por objetivo aumentar la independencia energética de Estados Unidos,
33
incentivando la eficiencia energética, energías renovables y promover el estudio de
nuevas formas de reducción de gases de efecto invernadero.
Esta ley autoriza al gobierno federal a la entrega de fondos para incentivar la
cogeneración, así como la promulgación de una serie de estímulos normativos para el
desarrollo de la misma.
2.
Otras Medidas a Nivel Estatal
Algunos Estados han tomado una serie medidas a nivel estatal, que han ayudado a
fomentar directa o indirectamente a la cogeneración. Una de las más importantes se
refiere al control de emisiones basado en el output de la planta.
Así, en vez de sólo medir los llamados contaminantes criterio en función del volumen de
gases, se han establecido normas que establecen umbrales máximos de emisión
basados en la energía producida. Estas regulaciones admiten tanto la electricidad como
el calor producidos, reconociendo la mayor eficiencia y beneficios ambientales de la
cogeneración.
Algunos Estados como California y New York, han introducido una serie de
modificaciones para eliminar barreras tarifarias a la cogeneración, incluyendo privilegios
tarifarios a la cogeneración.
Si bien los esquemas varían entre Estados, existen algunas medidas comunes en buena
parte de ellos, como la exención total del cobro por potencia en el consumo de la red y
de peajes en la red de transmisión.
Un nuevo cambio ocurre en los 90 hacia desregulación eléctrica, liberándose
restricciones de calificación para comercializar directamente excedentes al mercado.
Esto sumado a mayores costos del gas, desincentivó nuevas inversiones en
cogeneración.
El tipo de cogeneración y magnitud están ligados a la actividad económica e industrial
que predomina en el estado.
Las mayores incertidumbres o barreras detectadas en la implementación de estos
sistemas radican en la volatilidad del costo de los combustibles, la escasez de capital y
espacio físico, y en las contraofertas de las mismas empresas distribuidoras.
Con posterioridad al PURPA, legislaciones implementadas posteriormente introdujeron
nuevos mecanismos para promover aún mas CHP, incorporando incentivos tributarios
a las energías renovables y a tecnologías emergentes como microturbinas y celdas de
combustible. A nivel de los estados, hay iniciativas tendientes a facilitar su
34
implementación, como establecer estándares y procedimientos para la conexión a las
redes, levantamiento de barreras tarifarias con las distribuidoras eléctricas vía
intervención estatal en los precios (precios de venta, stand by, de recompra), para
asegurar
rentabilidades
mínimas
de
las
generadoras
sin
desincentivar
la
implementación de CHP por parte de clientes cogeneradores.
La experiencia norteamericana con diversas tecnologías y capacidades, establece
aspectos clave para la implementación de cogeneración:
•
Enfocar evaluaciones de viabilidad en escenarios con precios altos en energía
eléctrica y bajos en combustibles.
•
Disponer de estándares para conexión a los sistemas de subdistribución, de
manera confiable y segura, eliminando las incertidumbres.
•
Regular los mecanismos de tarificación, para que a utilidades razonables las
distribuidoras incentiven la implementación de proyectos privados de CHP.
•
Adecuar limitaciones ambientales para que no limiten la implementación de CHP,
sin la consideración del efecto global en la reducción de emisiones.
•
Definir políticas de incentivos tributarios claros, incluyendo mecanismos para
depreciación acelerada.
35
Figura N° 20: central de ciclo combinado en Salem, EEUU, cerca de Boston, de 674
MW
D.
Cogeneración en América Latina
1.
Cogeneración en Brasil
Brasil es el país más grande de América Latina, ocupando prácticamente la mitad de la
superficie del continente e igual fracción en población y producto interior bruto, además
de encontrarse entre los diez países con mayor consumo de energía, produciendo cerca
del 2,2% de la electricidad a nivel mundial. Adicionalmente, el país es productor de
petróleo y gas natural.
La producción de electricidad en el país se encuentra ampliamente dominada por la
hidroelectricidad, entregando cerca del 80% de la generación bruta y manteniendo
similar fracción de la capacidad instalada de generación.
Este escenario de abundancia de electricidad generada a bajo costo, sumado a barreras
normativas que no garantizaban la interconexión y venta de excedentes a la red pública,
provocó durante muchos años un lento crecimiento de la capacidad instalada en
cogeneración, situación que comienza a cambiar a partir del año 2001, gracias a la
introducción de cambios normativos que eliminaron parte de las barreras a lo que se
sumó la expansión de las redes de gas natural y búsqueda de seguridad en el
abastecimiento.
El país también cuenta con un importante potencial de cogeneración en base a biomasa
proveniente de desechos de los cultivos de caña de azúcar y la producción de alcohol.
Este potencial, se estimaba ya en 4.000 MW en el año 2004.
En la actualidad se espera un fuerte crecimiento de la capacidad instalada en
generación distribuida y, en particular, en cogeneración.
Las políticas públicas para incentivar la penetración de la cogeneración en Brasil, se
han basado principalmente en mecanismos conocidos e implementados a nivel
internacional, entre los que destacamos los siguientes:
Ley Nº 9.074 (1995). Esta ley introduce los conceptos de Autoproductor y Productor
independiente, al tiempo que establece el derecho de estos a vender la electricidad
producida tanto a clientes libres (no sometidos a regulación de precios), como a las
empresas concesionarias de distribución (reguladas por el Estado).
36
Ley Nº 10.848 (2004). Esta ley establece la obligación por parte de las empresas
distribuidoras de adquirir una cuota equivalente al 10% de su demanda proveniente de
fuentes de generación distribuida, cargo que se traspasa a los consumidores.
Programa para el incentivo de fuentes alternativas de energía eléctrica (PROINFA). Este
programa busca incentivar la diversificación de la matriz energética brasileña a través
de la promoción de un total de 3.300 MW de capacidad instalada en nuevas centrales
de generación eléctrica consideradas alternativas o no convencionales, específicamente
eólica, termoeléctrica a partir de biomasa (y por tanto cogeneración) y centrales
hidroeléctricas de pequeña escala. El programa garantiza la adjudicación de contratos
de suministro con la empresa Centrales Eléctricas Brasileras (Electrobás SA) por un
periodo de 20 años y a un precio regulado preferencial.
Aparte de todas estas leyes y del PROINFA, existen diversos subsidios y facilidades
para optar a financiamiento a través del Banco Nacional de Desarrollo Económico y
Social (BNDES).
2.
Cogeneración en Chile
Actualmente no existe un gran desarrollo del mercado de la cogeneración en Chile.
La consideración de las tecnologías de cogeneración en la normativa, como un sistema
de generación eléctrica más, no ha fomentado el desarrollo de proyectos específicos
para esta tecnología.
Por otro lado, la política energética chilena está haciendo grandes esfuerzos en
promover el desarrollo energético eficiente y es en este campo donde las tecnologías
de cogeneración, se presentan como una alternativa idónea a la generación
convencional de energía.
El potencial de cogeneración existente en el país alcanza los 832 MW, siendo la región
metropolitana la que presenta una mayor capacidad de potencia, con 468 MW. Los
sectores alimentación, petróleo y minería son los sectores que ofrecen un mayor
potencial a esta tecnología.
Cabe destacar la presencia de instalaciones de aprovechamiento de biomasa. La
biomasa constituye un combustible muy importante en las plantas de cogeneración del
país.
Otro campo en el que se está trabajando es el uso del biogás procedente de residuos.
El sistema eléctrico chileno se caracteriza por ser un sistema en el que las actividades
de generación, transmisión y distribución de electricidad dependen de las empresas
37
privadas. El Estado ejerce funciones de regulación, fiscalización y orientación de
inversiones en generación y transmisión, esencialmente a través de la CNE y la SEC.
Existen en Chile cuatro sistemas eléctricos independientes: el Sistema Interconectado
del Norte Grande (SING), el Sistema Interconectado Central (SIC), el Sistema de Aysén
y el Sistema de Magallanes.
Respecto al marco regulatorio que afecta a las instalaciones de cogeneración, estas
instalaciones podrán beneficiarse de las medidas de la Ley 20.257 y de la exención de
pagos establecidos en el Reglamento, (Reglamento Eléctrico de 1997) siempre y
cuando utilicen un combustible perteneciente a las ERNC, es decir, biomasa.
•
Ley 20.257 (Ley ERNC) fue promulgada el 1 de abril de 2008 y modifica la LGSE
respecto de la generación de energía eléctrica con fuentes de ERNC.
En ella se establece que las empresas eléctricas que comercializan energía en los
sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW están obligadas a
acreditar anualmente, que un porcentaje del total de la energía que comercializan haya
sido inyectado a los sistemas eléctricos por medios de generación renovables no
convencionales, sean estos propios o contratados. Este porcentaje es un 5% durante
los años 2010 y 2014. A partir del 2015 la obligación se incrementa gradualmente, en
0,5% anual, hasta llegar al 10% en el año 2024.
Además, los cogeneradores podrán integrar un Centro de Despacho Económico de
Carga (DEC), y en consecuencia comercializar su energía, sólo si poseen una
capacidad instalada de generación superior a 9 MW. Esto restringe la entrada de estos
actores al sistema ya que la gran mayoría de los potenciales cogeneradores se ubican
en el rango de 0,1 - 5 MW.
3.
Cogeneración en Argentina
El mercado de la cogeneración en Argentina es un mercado poco maduro, lo que hace
que la demanda existente de los diferentes servicios asociados a estas plantas, como
son servicios de ingeniería, instalación y mantenimiento, sea baja. Además de la
escasez de servicios, también se ha detectado la escasez de proyectistas, instaladores
y mantenedores calificados.
Esto genera problemas técnicos en las plantas, que finalmente repercuten en la
confianza que el usuario tiene en estas tecnologías.
Aunque se barajan algunas estimaciones del potencial existente, no hay ningún estudio
actualizado del potencial que las tecnologías de cogeneración pueden ofrecer en
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Argentina. Para poder desarrollar un mercado, es necesario conocer cuál es el potencial
de ese mercado, para que así, los diferentes actores conozcan las ventajas técnicas y
de ahorro, tanto energético como económico, que ofrece la implantación de las
tecnologías de cogeneración.
El PRONUREE (Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía),
contempla la cogeneración como una de las acciones a desarrollar en el medio y largo
plazo. Para ello propone el desarrollo de un plan de aprovechamiento del potencial
ofrecido para la cogeneración eléctrica, implementar un marco regulatorio apropiado y
fomentar la creación y desarrollo en el país de nuevas empresas proveedoras de
servicios energéticos con el objetivo de poder desarrollar proyectos de cogeneración,
entre otras acciones.
Los principales documentos donde se regulan las instalaciones de cogeneración son:
•
Ley 24065/1992 sobre el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)
•
Regulación del MEM: Ley Marco Regulatorio - Decreto Reglamentario y
Resoluciones de la autoridad de aplicación (Los Procedimientos).
•
Anexo 12 (Los Procedimientos): Autogeneradores y Cogeneradores.
•
Resolución S.E.269/2008: Autogenerador Distribuido.
En el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) existen tres figuras diferenciadas a las que
puede optar una instalación de cogeneración: el autogenerador, el cogenerador y el
autogenerador distribuido.
Mientras un autogenerador es un consumidor de electricidad que genera energía
eléctrica como producto secundario, siendo el propósito principal la producción de
bienes y/o servicios; el cogenerador tiene como objeto la generación conjunta de
energía eléctrica y vapor u otra forma de energía para fines industriales, comerciales de
calentamiento o de enfriamiento.
Estos agentes deben cumplir los siguientes requisitos para ser aceptados en el MEM:
•
Deben estar vinculados con un punto de intercambio SADI.
•
Deben contar con una potencia instalada no inferior a 1 MW con una
disponibilidad media anual no inferior al 50%.
39
•
En el caso de autogeneradores la energía correspondiente a esa potencia
disponibles a lo largo del año debe representar un valor mayor o igual que el
50% de su demanda de energía anual.
•
Deben contar con medidores y registradores conformes a los requerimientos
establecidos en los Procedimientos. En el caso de los autogeneradores, los
medidores deben ser bidireccionales de energía activa en la frontera de
intercambio con el agente que se conecte y además debe de tener un registro
de potencia en cada una de las direcciones de flujo.
4.
Cogeneración en México
La cogeneración se ha desarrollado muy poco en México. La pequeñas y medianas
industrias, con excepción del sector papelero, solamente instalaron, entre 1992 y 2007,
166 MW en nueve sistemas, con un promedio de 8,7 MW por sistema. Las condiciones
del entorno no han sido lo suficientemente favorables, o bien, no se ha logrado
informar/motivar a los industriales para realizar este tipo de proyectos.
México mantiene una estructura de carácter esencialmente estatal en su sector
energético, siendo empresas estatales quienes manejan los suministros de gas natural
y electricidad.
Esta estructura centralizada y rígida obligaba a que la producción de electricidad fuese
de exclusiva responsabilidad del estado, negándose a los particulares la posibilidad de
producir su propia electricidad estando conectado a la red pública, situación que decantó
en un desarrollo prácticamente nulo de la cogeneración, a pesar de los intentos que se
iniciaron durante los años 70, posterior a la crisis del petróleo, por efectuar un uso
eficiente de los recursos energéticos.
Debido a la escasa penetración de la cogeneración, sumado a la existencia de un
potencial considerable en el sector industrial principalmente, en 1992 se introdujo una
modificación legal en la Ley de servicio público de energía eléctrica, que abrió la
posibilidad de producir electricidad a los particulares, tanto para fines de
autoabastecimiento, cogeneración o productor independiente. A partir de esta
modificación comenzó un desarrolló de la cogeneración en el país, el cual, sin embargo,
ha sido lento.
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Figura N° 21: Central Eléctrica de Ciclo Combinado El Encino
5.
Cogeneración en Perú
En el Perú el 48% de la electricidad generada proviene del agua y el 51% de
hidrocarburos (principalmente gas). La relación de estos porcentajes varía durante el
año debido a la estacionalidad del recurso hídrico y del nivel de agua en las represas
(de diciembre a junio, la generación hidroeléctrica es más elevada).
Foto N° 01 Electricidad y sus fuentes.
Los hidrocarburos participaron con 51.9%, las centrales hidroeléctricas con 40.1%, la
energía solar y eólica con 3.1%, carbón con 2.0%, diésel y residual con 2.6% y la
biomasa con 0.3%.
a)
Normativas de incentivo a la cogeneración:
Reglamento de Cogeneración D.S. Nº 064-2005-EM y su Modificatoria D.S. Nº 082-2007
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•
•
Según este reglamento, el precio del gas natural aplicable a las “centrales de
cogeneración calificadas” es el mismo precio que corresponde a los generadores
eléctricos.
El Cogenerador que opte por integrarse al COES, podrá comercializar su
Potencia y Energía Entregada al Sistema con distribuidores, generadores y/o
clientes libres.
b)
Cogeneración en Empresas Peruanas.
En Perú son pocas (no más de cinco) las empresas que disponen de plantas de
cogeneración en sus instalaciones. Estas empresas pertenecen al sector industrial,
siendo Sudamericana de Fibras la más antigua, y Refinería de Talara las más nueva.
El último estudio oficial del potencial de cogeneración en Perú (del año 2000) determinó
un potencial técnico de 500 MW, del cual 200 MW contaban con viabilidad económica.
La no realización de nuevos estudios podría responder a la falta de disponibilidad de
gas natural para el sector industrial, principal consumidor de nuestro gas natural
procedente de Camisea. Por ello, al no disponer del combustible no se puede planificar
la implementación de nuevas plantas de cogeneración.
Incorporar una planta de cogeneración en la propia instalación industrial, no solo implica
la ventaja de una considerable disminución de la factura del consumo de electricidad y
combustible disminuirán, sino también se añade el inconveniente de que se debe contar
con personal competente para operar la planta de cogeneración.
Mientras mayor sea el número de horas/año de operación de la empresa, sea del sector
industrial o servicios, el ahorro económico y energético es alta.
Por encima de 5000 horas/año de operación de la empresa, se pueden lograr ahorros
económicos y energéticos por encima del 30%.
Sin embargo, el alto ritmo de crecimiento de la economía peruana de los últimos quince
años y la construcción de nuevos ductos para el transporte de gas natural invitan a
pensar en la cogeneración como parte importante de la estrategia energética o de la
política energética del Perú.
En nuestro país, el apoyo y fomento de la cogeneración (i) disminuiría el consumo de
recursos fósiles y las emisiones de gases de efecto invernadero por encima del 20%, (ii)
disminuiría las importaciones de combustible fósil, (iii) impulsaría el mercado de
servicios de ingeniería/tecnología y ventas de equipos industriales, y (iv) contribuiría a
allanar la curva de demanda eléctrica del sector industrial.
c)
SUDAMERICANA DE FIBRAS S.A.
En el mes de julio del 2004, fue la primera empresa en el Perú en utilizar el gas natural
de los yacimientos de Camisea en su moderna Planta de Energía la cual cogenera
electricidad de manera eficiente y sin contaminar el medio ambiente. La cogeneración
de ciclo combinado de 5.4 MW de potencia, abastece a la planta con suministro eléctrico
autónomo, dando mayor estabilidad y continuidad a los procesos, garantizando una
producción ininterrumpida de la Fibra Acrílica.
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Foto N° 22: Sudamericana de Fibras S.A.
d)
CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE COGENERACIÓN
HUACHIPA.
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó autorización por tiempo indefinido a favor
de Illapu Energy para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en las
instalaciones de la central térmica Planta Huachipa.
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La central aún no se ha interconectado al SEIN, viene operando como auto productor.
El 21.09.11 se otorgó a la Central Térmica Planta Huachipa la calidad de Central de
Cogeneración Calificada por su producción de calor y electricidad de alta eficiencia.
V.
Conclusiones
•
•
•
•
•
Existe escasez de profesionales en el rubro, como proyectistas, instaladores, y
mantenedores capacitados.
En general, hace falta una legislación apropiada que facilite la venta de la
energía eléctrica excedente que se produce en industrias con instalaciones de
cogeneración, a fin de incentivar la aplicación de esta tecnología al reducir el
riesgo financiero que suponen las inversiones adicionales que requiere el mejor
aprovechamiento de la energía.
Las plantas de cogeneración cubrirían las demandas de electricidad y calor
siendo los procesos de inversión e implementación económicamente
justificables y amigables con el medio ambiente.
Las tecnologías de cogeneración son conocidas desde hace años en países
desarrollados donde el mercado ha alcanzado una mayor madurez. En el Perú
este es un mercado incipiente.
Se logra concluir que las centrales de cogeneración de ciclos combinados son
mucho más eficientes que las de ciclo simple
VI. Bibliografía
[1] Opex Energy. Plantas de Cogeneración. Recuperado el 02 de mayo del 2017 De
http://opex-energy.com/cogeneracion/cogeneracion.html
[2] Energiza. Plantas de
Cogeneración. Recuperado el 02 de mayo del 2017 De http://www.energiza.org/puestaen-marcha-de-instalaciones/36-las-plantas-de-cogeneracion
[3] Absorsistem. Principio de Cogeneración. Recuperado el 02 de mayo del 2017 De
http://www.absorsistem.com/tecnologia/cogeneracion/principio-de-la-cogeneracion
[4] Guía de Aspectos ambientales relevantes para centrales de cogeneración. Enero del
2014 Versión 01.
[5] Plantas de Cogeneración. 2013.
http://www.plantasdecogeneracion.com/index.php/las-plantas-de-cogeneracion
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