9 de mayo de 2012
El gas natural frente al fuel como combustible para cogeneración
INDICE:
1.- Aspectos básicos de la cogeneración
2.- Marco Regulatorio
3.- La Cogeneración en el Grupo Coren
4.- Combustible Fuel vs. Gas Natural
5.- Conclusiones
¿Qué es la Cogeneración?
•
La cogeneración es la producción y utilización combinada de calor y
electricidad a partir de un mismo proceso de generación, con el objetivo
de realizar el mayor aprovechamiento energético posible de la energía
primaria utilizada en dicho proceso.
•
Tanto la industria como los servicios tienen un consumo elevado de
electricidad (motores, iluminación...) y de calor (vapor, calefacción, agua
caliente...)
•
Tradicionalmente la electricidad se genera en una gran central y se
consume en el destino, y el calor es generado por su consumidor final a
través calderas de combustibles fósiles.
•
Esta forma de actuar supone una gran ineficiencia energética ya que se
desperdicia en forma de calor gran parte de la energía que poseen los
combustibles.
•
La cogeneración surge para optimizar gran número de aplicaciones
industriales y de servicios donde son necesarios tanto calor como
electricidad, realizando la producción combinada de ambos.
El gas natural frente al fuel como combustible para cogeneración
¿Qué es la Cogeneración?
Generación tradicional:
Ø
Electricidad
Central rdto=30% Combustible 100 unidades Energía eléctrica 30 unidadesØ
Calor
Caldera rdto=90% Combustible 56 unidades Calor 50 unidades Rdto. final 57%Cogeneración:
Ø
Electricidad+Calor
Cogeneración rdto elec=35% rdto y term=50% Combustible 100 unidades Energía eléctrica 35 unidades Rdto. final 85% Calor 50 unidades
Tipos de cogeneraciones
:
- Según secuencia de generación y consumo:
•
Ciclos de cabecera: el combustible se utiliza para generar electricidad y
el calor residual se aprovecha como energía térmica. El más utilizado (p.e.
hospitales y polideportivos)
•
Ciclos de cola: el combustible se utiliza en proceso, y el calor residual se
utiliza para cogenerar electricidad. Menos usado (en procesos con altas
temperaturas).
- Según conexión del cogenerador:
•
Sistema aislado o en isla: no
está conectado a la red eléctrica,
por lo tanto debe generar toda la
electricidad que necesite. No es
la configuración habitual.
•
Sistema integrado o
interconectado: conectado a la
red eléctrica para asegurar el
suministro. Se dimensiona para
cubrir demanda térmica.
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- Según el motor utilizado:
Consumidores de vapor medianos y pequeños. Variaciones de carga y paradas habituales. Consumidores de vapor medios/altos con procesos de secado. Grandes consumidores de vapor. Grandes consumidores de vapor con REE bajo.
Beneficios aportados por la cogeneración:
- A nivel nacional:• Ahorro en el consumo de energía primaria por mayor rendimiento global.
• Reducción de emisiones contaminantes derivado del punto anterior
• Menor dependencia energética también derivado del primer punto
• Se evitan las pérdidas del transporte y distribución de energía
• Generación de tejido industrial y empleo asociado al mismo
- A nivel usuario:
• Menor coste energético global. Aunque la energía primaria adquirida sea
mayor, el conjunto combustible + electricidad será menor
• Reducción de los costes de producción y aumento de la competitividad.
• Mayor seguridad en el suministro eléctrico y térmico
Inconvenientes del uso de cogeneración:
• Necesidad de realizar una inversión elevada (según tipo de cogeneración).
• Necesidad de gestionar la instalación (mantenimiento especializado, compra y
venta de energía eléctrica, seguimiento de tarifa/prima…) y su resultado económico.
El gas natural frente al fuel como combustible para cogeneración
-
Independientemente del ahorro de energía primaria, el usuario de
cogeneración busca una mejora de la competitividad, a través de una reducción
del coste de producción.
-
Para asegurar una rentabilidad mínima y fomentar el uso de la cogeneración,
se han desarrollado varios marcos normativos, siendo el vigente para las
instalaciones en funcionamiento el RD 661/2007 (y toda la legislación asociada
al mismo):
•
Venta de toda la energía en barras de central
•
Retribución diferenciada según el tipo de combustible utilizado
•
Exigencia de una eficiencia energética mínima para las cogeneraciones
(REE)
- El RDL 1/2012 suspende los
incentivos económicos para nuevas instalaciones
de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía
renovables y residuos, así como los procedimientos de preasignación de
retribución que impide el desarrollo de todas las instalaciones en estudio.
-
Existen diversos parámetros para evaluar la idoneidad de una cogeneración, el
RCE o rendimiento calor-electricidad, el APEP (ahorro porcentual de energía
primaria), pero el parámetro más característico y usado en el RD 661/2007 es el
REE o rendimiento eléctrico equivalente:
-Su cómputo anual sirve para determinar si una cogeneración produce un ahorro
suficiente como para ser incluida en el régimen especial de producción de
electricidad, con los beneficios económicos que ello otorga.
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-
Estructura de la retribución:
•
Elección entre tarifa regulada (Ptr) o mercado+prima de referencia (P). Se
mantiene los 15 primeros años, desapareciendo la prima a partir de
entonces y disminuyendo la tarifa.
•
Complementos a añadir a la retribución elegida:
•Complemento por energía reactiva (CR)
•
Complemento por discriminación horaria (DH): complemento
opcional para las plantas en la opción a tarifa.
•
Desvíos (DES): a todas las instalaciones se les repercutirá un
coste de desvío por la variación entre la previsión y la exportación
real.
- Los precios de venta de electricidad, se forman como sigue:
•
Tarifa regulada única:
PFT = Ptr + CR + DH – Des
•
Mercado:
PFM = PMD + P + CR - Des.
- Actualmente la retribución según tarifa regulada es la opción más rentable
para la mayoría de cogeneraciones
-Coren (Cooperativas Ourensanas, S.C.G.) puede ser considerada la Cooperativa Agroalimentaria más importante de todo el panorama nacional, con presencia en los mercados de la avicultura, el porcino y el vacuno, erigiéndose como una empresa pionera en cuanto a trazabilidad y seguridad alimentaria se refiere.
- Coren dispone de 22 centros de procesado incluyendo, los centros de incubación, las fábricas de pienso, clasificadoras, fábrica de harinas, precocinados y conservas, secadero de jamones y los centros de procesado de ave, vacuno y porcino.
-Para dar servicio a las industrias más grandes se dispone de las siguientes plantas de cogeneración:
•Cogeneración en Santa Cruz de Arrabaldo:
•Asociada a planta de Harinas, motor de 6,5 MW de fuel
• Asociada a procesado de ave, motor de 3,5 MW de Gas natural
• Cogeneración San Ciprián de Viñas:
• Asociada a fábrica de pienso, motor de 3,4 MW de fuel
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- Para dar servicio a las industrias más grandes se dispone de las siguientes plantas de cogeneración:
•Cogeneración Coeses:
• Asociada a procesado de vacuno, motor de 5,1 MW de gas natural
•Gallega de Residuos Ganaderos:
•Tratamiento y reducción de purines, 4 motores de 3,7 MW de gas natural
-Todas las plantas producen energía eléctrica como para cubrir las necesidades de la industria a la que están asociadas (independientemente de estar en el modo de venta todo-todo o no)
-La producción y aprovechamiento de energía térmica, en forma de vapor y/o agua caliente, se ve complementado puntualmente con la producción de calderas de apoyo (se usan las existentes previamente a la instalación de la cogeneración)
-Todas son motores de combustión interna alternativos, debido a las características de la demanda térmica (niveles de temperatura, flexibilidad…)
-Los motores más antiguos utilizan fuel como combustible, mientras que los instalados en los últimos años lo han sustituido por gas natural.
- El cambio de tecnología en las instalaciones de cogeneración que Coren posee en cuanto al combustible, responde a la evolución natural de los sistemas de cogeneración, partiendo de instalaciones de gasóleo sustituidas hace tiempo, pasando por las de fuel todavía existentes y en pleno funcionamiento y llegando a las de gas natural, que optimizan el rendimiento económico de la cogeneración.
- La decisión de sustituir/utilizar uno u otro combustible viene dada por la valoración de múltiples factores:
1. Asociados al propio combustible:
• Disponibilidad: es necesaria la existencia de red de gas cercana a la planta. En los puntos en los que no hay gas se instalaron cogeneraciones que debían ser de fuel/gasoil. En estos momento es planteable incluso el uso de cogeneración con GNL.
En caso de disponer de ambos:
Fuel: suministradores limitados con prácticamente mismo precio
Gas: variedad de suministradores con diferentes fórmulas de
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•
Precio: es el componente principal del coste de generación, que supone
más del 60% del mismo. Su impacto se debe estudiar junto con la
retribución recibida, ya que esta sufre actualizaciones trimestrales
dependiendo del precio de las materias primas fuel y gas.
Por su parte la retribución, para los grupos y subgrupos en los que están
inscritos estas instalaciones, ha evolucionado de la siguiente manera
(se toma como referencia la tarifa regulada para poder comparar):
El gas natural frente al fuel como combustible para cogeneración
La unión de los dos gráficos anteriores arroja la conclusión que se puede
ver en el siguiente: el margen debido únicamente al combustible es
claramente favorable en el caso de uso de gas respecto a fuel, siempre
que tengamos las mismas condiciones de funcionamiento. En el caso
de utilización de la tarifa con DH el gráfico puede variar:
2. Asociados a la Instalación: el uso de fuel requiere, como instalación auxiliar los siguientes elementos:
• Parque de recepción y almacenamiento • Sistema de depuración de fuel
• Sistema de depuración de aceite
• Sistema de acondicionamiento de combustible (calentador,
bombas, filtros y viscosímetro)
• Sistema de inyección (bombas y motores)
• Calefacción de todo el sistema de almacenamiento y alimentación • Utilización de gasoil para arranques y paradas: necesidad de
almacenamiento y tratamiento
• Almacenamiento generado por los lodos obtenidos del tratamiento y de los residuos hidrocarburados asociados a limpiezas, vaciados, fugas
• Dedicación de parte del personal a las tareas de
aprovisionamiento de combustible, tratamiento del mismo y gestión de residuos
• Frente a esto está la ERM y conducciones de gas de fácil mantenimiento y gestión
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Todos estos elementos que a mayores se necesitan en la instalación auxiliar con fuel, suponen de manera práctica:
• Incremento de los costes de O&M: depuradoras, tanques, filtros bombas, fugas, gestión de residuos y otras tareas asociadas a la instalación auxiliar suponen que los gastos de operación y
mantenimiento para el fuel pueden ser más de un 30% superiores a los del gas.
• Consumos auxiliares eléctricos: los datos propios de consumo auxiliar muestras que la instalación de gas tienen un consumo de energía eléctrica alrededor de un 50% más bajo que las
instalaciones de fuel de similares características. Toda esa energía se deja de vender empeorando la rentabilidad
• Consumos auxiliares térmicos: las necesidades de calefacción en el acondicionamiento del combustible y durante su
almacenamiento suponen un menor rendimiento térmico efectivo, siendo un factor más que merma el resultado económico de la planta.
3.
Asociado a la eficiencia:
Eficiencia eléctrica: los motores de fuel presentan unas eficiencias
mayores, llegando según el tamaño a valores mayores al 45%. Los
motores de gas por su parte cada vez se acercan más, pero no llegan a
dichos valores, llegando con los últimos avances a poco más del 40%.
Esta mejor eficiencia compensa en parte el incremento de costes de
O&M y el peor margen del combustible frente a tarifa.
Eficiencia térmica: las instalaciones con motores de fuel presentan una
recuperación térmica peor que los de gas, entre otros motivos porque
el calor de los gases generados no pueden aprovecharse hasta una
temperatura tan baja como en el gas (debido a su composición)
En este sentido, para instalaciones similares en potencia eléctrica, la
generación de vapor es sustancialmente menor en las que usan fuel,
agravándose esta situación por los consumo auxiliares térmicos.
Además, es necesario realizar limpiezas periódicas de la caldera de
recuperación de calor en el caso de uso de fuel como combustible.
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La producción de vapor en una instalación de fuel es la que sigue:
La instalación equivalente en gas produce alrededor de las 3 t/h de manera
constante y estable a lo largo del tiempo.
4. Disponibilidad:
Los factores antes mencionados suponen una existencia de mayor número de equipos que requieren más mantenimiento y son susceptibles de avería, además de tener que realizar paradas por limpieza de la caldera de recuperación, y por norma, tener una mayor antigüedad.
En general, si la disponibilidad genérica de un motor está alrededor de un 92%, los de fuel lo cumplen, pero los motores de gas lo superan, estando cerca del 98% (ambos sin contar mantenimientos programados: mayores en los de fuel)
5. Emisiones: si la instalación está dentro de los planes de asignación de CO2, cada año debe realizar la entrega de los derechos consumidos. En este sentido el gas natural da lugar a una cantidad de emisiones mucho menor, alrededor de un 30%, para el mismo gasto de energía primaria.
p.e. motor 5MW funcionando 8000 h/año:
emisiones con gas aprox 19500
emisiones con fuel aprox 26500
El gas natural frente al fuel como combustible para cogeneración
• La cogeneración, como instalación capaz de producir ahorro de energía primaria, es beneficiosa tanto a nivel nacional como industrial.
• Para fomentar el uso de la cogeneración, y que la industria la perciba como un elemento que mejora su competitividad, principalmente por reducción del coste de producción, se debe crear un marco normativo sólido, claro y estable.
• La evolución de las cogeneraciones ha llevado a estas a usar como combustible gas natural debido a la rentabilidad de las mismas.
•Las ventajas que presenta el uso del gas natural frente al uso del fuel radican en: Mejor relación precio-retribución
Menor instalación auxiliar Menor coste de O&M
Mayor disponibilidad Mayor eficiencia térmica Menores emisiones
