Curso de Experto en Climatización ATECYR Módulo: AHORRO DE ENERGÍA Cogeneración - Fundamentos - Sector edificatorio José Ignacio Linares Hurtado 13 de abril de 2013
Curso de Experto en Climatización
ATECYR
Módulo: AHORRO DE ENERGÍA
Cogeneración
- Fundamentos
- Sector edificatorio
José Ignacio Linares Hurtado
13 de abril de 2013
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA
MÓDULO 9: AHORRO DE ENERGÍA. COGENERACIÓN
FUNDAMENTOS
Autor: José Ignacio Linares Hurtado
1. Introducción ....................................................................................................................... 1
1.1 Definiciones ............................................................................................................................. 1
1.2. Configuraciones....................................................................................................................... 2
1.3. Oportunidades y riesgos .......................................................................................................... 7
2. Parámetros e índices ......................................................................................................... 11
2.1. Eficiencia energética ...............................................................................................................11
2.2. Emisiones ...............................................................................................................................15
3. Criterios de diseño ........................................................................................................... 15
3.1. Ajuste a la demanda eléctrica .................................................................................................15
3.2. Ajuste a la demanda térmica ..................................................................................................16
3.3. Recomendaciones ..................................................................................................................17
4. Situación en España ......................................................................................................... 19
4.1. Evolución histórica .................................................................................................................19
4.2. Estado actual y potencial ........................................................................................................19
4.3. Marco regulatorio ..................................................................................................................21
5. Análisis de viabilidad económica ..................................................................................... 24
6. Curva monótona de demanda ........................................................................................... 27
7. Caso de estudio ................................................................................................................ 30
8. Referencias ...................................................................................................................... 34
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA
RESUMEN
La cogeneración es la producción conjunta de dos o más formas de energía útil. Una de ellas
es trabajo mecánico, que se acaba convirtiendo mayoritariamente en electricidad; las demás
son calor útil, ya sea en alta temperatura o en baja (frío). La cogeneración es una forma
eficiente de utilizar los combustibles (fósiles o procedentes de biomasa) en tanto que saca
partido de los calores residuales. Los dos esquemas de implantación de la cogeneración son
los ciclos de cabeza y los de cola. En los primeros el equipo que produce la electricidad es el
consumidor de combustible; en los segundos el combustible produce calor útil y la energía
térmica residual se convierte en energía eléctrica.
Los equipos maduros tecnológicamente para producir electricidad son los motores
alternativos, las turbinas de gas y las turbinas de vapor, pudiendo combinarse los dos últimos
en los ciclos combinados. Para la producción de calor útil se recurre a calderas de
recuperación (intercambiadores de calor). Si el calor se ha de entregar a baja temperatura
(frío) se emplean máquinas de absorción.
La cogeneración presenta ventajas tanto para el cogenerador (seguridad del suministro, ahorro
económico y eventual revalorización de combustibles residuales) como para la sociedad
(ahorro de energía primaria y emisiones, reducción de pérdidas eléctricas en la red, y
desarrollo del tejido industrial). Para el cogenerador puede haber riesgos derivados del nuevo
negocio ajeno al principal, mitigables por las Empresas de Servicios Energéticos (ESEs).
Existen diversos índices para valorar la cogeneración, entre los que destacan el “ahorro de
energía primaria” y el “rendimiento eléctrico equivalente”, siendo éste último empelado en la
legislación española. El diseño de un sistema de cogeneración es extremadamente importante,
pudiendo condicionar la rentabilidad del proyecto. El diseño por demanda eléctrica,
maximizando su producción, fue empleado hace años, pero no es recomendable en escenarios
de precios elevados del combustible; el diseño por demanda térmica es el más eficaz tanto
energéticamente como económicamente. En la operación siempre se ha de primar que el
grupo funcione la mayor parte del tiempo sin disipar calor. Por sectores, lo habitual es
“diseñar por potencia” en el sector industrial y gran terciario y “por energía”, en el residencial
(recurriendo al almacenamiento térmico).
Aún existe potencial para la cogeneración en España, siendo el sector industrial el mayor,
seguido del residencial y servicios. Pese a ello, en el sector industrial es donde se da la mayor
penetración, siendo aún muy escasa en el sector residencial. La cogeneración está recogida en
el Régimen Especial que desde el RD 661/2007 establece un régimen muy favorable al
indexar de forma automática las tarifas y primas eléctricas al precio de los combustibles y la
inflación, incentivar económicamente la eficiencia, reconocer singularidades en el sector de la
edificación y apoyar la microcogeneración y cogeneración de pequeña escala.
Para el análisis de viabilidad económica de un proyecto de cogeneración se han de
contabilizar en los ingresos tanto los derivados de la electricidad vendida o ahorrada como los
del calor útil sustituido. En el lado de los gastos está el combustible consumido (que será
considerablemente mayor que antes de poner la cogeneración si ésta es con ciclo de cabeza) y
el mantenimiento de la planta. El flujo de caja resultante ha de recuperar la inversión en un
período razonable. Esto se ilustra en detalle en el Caso Estudio con el que finaliza el tema que
cubre un análisis de viabilidad al amparo del RD 661/2007.
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 1
1. Introducción
1.1 Definiciones
Cogeneración significa convertir simultáneamente la energía de un combustible (Q) en dos
formas de energía útil: trabajo mecánico y calor. Si bien existen aplicaciones de cogeneración
en las que el trabajo mecánico se aprovecha como tal, por ejemplo accionando compresores
de aire o de refrigeración, lo más habitual, y ese será el supuesto de este texto, es que dicho
trabajo se aplica a un alternador, convirtiéndolo finalmente en energía eléctrica (E). La otra
forma útil de energía es calor (V). De este modo, la co-generación supone la co-producción1
de dos formas de energía útil, habitualmente calor y electricidad.
Aunque el desarrollo de la cogeneración se asocia inevitablemente al mercado eléctrico hay
que tener presente que es una forma de co-producir energía, y que la energía térmica
producida siempre ha de tenerse en cuenta, no siendo una cuestión menor sino que presenta
una contribución importante tanto a la rentabilidad de la instalación como a la eficiencia
energética y la reducción de emisiones. Por tanto, la cogeneración nunca ha de entenderse
como una central eléctrica en miniatura o un grupo electrógeno, sino como un medio eficiente
de satisfacer de forma simultánea una demanda térmica y eléctrica.
A nivel de nomenclatura se puede decir que el término cogeneración es el más extendido, si
bien en el entorno europeo y académico cada vez es más frecuente hablar de poligeneración,
en el sentido de la producción de más de dos formas de energía útil. Así, el calor puede ser
usado de forma directa o bien transformado mediante máquinas de absorción en frío, dando
lugar a la llamada trigeneración, que produce electricidad, calor y frío2. Llega a hablarse
también de cuatrigeneración cuando se da un uso al CO2 emitido, por ejemplo para
intensificar la producción vegetal en invernaderos. Pese a esta diversidad, mayoritariamente
se hablará en este texto de cogeneración, atribuyéndole un sentido genérico.
En cuanto a la potencia eléctrica de la planta existen diversas clasificaciones, estableciendo la
legislación española (RD 616/2007) la microcogeneración para potencia eléctricas inferiores a
50 kW y la cogeneración de pequeña escala para potencias eléctricas inferiores a 1 MW.
Desde el punto de vista de la ubicación del grupo generador eléctrico se distinguen los ciclos
de cabeza y los ciclos de cola. En los ciclos de cabeza el equipo que produce la electricidad
(el trabajo mecánico realmente) es el consumidor del combustible, siendo sus calores
residuales (obtenidos en los humos de escape, agua de refrigeración y aceite) los
aprovechados como calor térmico útil, a través de un intercambiador de calor llamado
frecuentemente caldera de recuperación. En los ciclos de cola el combustible se quema para
producir el uso térmico útil, en algún tipo de horno, siendo convertido el calor residual
(recogido normalmente en sistemas de refrigeración o humos de escape) en electricidad a
partir de un ciclo de vapor. Los ciclos de cabeza son los más frecuentes, si bien existe un
elevado potencial, especialmente en procesos industriales, para los ciclos de cola.
1 En el contexto cotidiano, e incluso tecnológico se habla de “producción de energía”. En aras de la claridad se
empleará ese lenguaje también en este texto, si bien es sabido que la energía no se produce, sino que solamente
se transforma, por lo que lo más exacto sería hablar de “conversión de energía”, tal como se ha hecho en la
definición. 2 En estos casos de poligeneración no es preciso que la producción de todas las formas de energía útil se den de
forma simultánea. Así por ejemplo se habla de trigeneración en un edificio cuando produce frío en verano para
climatización y calor en invierno para calefacción.
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 2
En cuanto al combustible, el gas natural el mayoritario (76%), seguido del fuelóleo y gasóleo
(18%) y del gas de refinería (4%)(1)
. En el contexto actual siempre se vincula la cogeneración
con los combustibles fósiles, y especialmente con el gas natural. Sin embargo, es posible hoy
día tecnológicamente alimentar los grupos con energías renovables, como biogás procedente
de vertederos o de gasificación de biomasa sólida. En este sentido se puede entender la
cogeneración como una forma de producción eléctrica de transición, basada hoy día en los
combustibles fósiles y preparada para consumir combustibles renovables en el futuro.
1.2. Configuraciones
La manera de disponer los equipos de cogeneración depende en primer lugar del acoplamiento
a la demanda térmica (ciclo de cabeza o de cola), y además de la tecnología concreta a
emplear. La Figura 1/1 muestra las dos alternativas para producir electricidad y calor: la
convencional, es decir, la producción separada, y la que emplea cogeneración, ya sea
mediante ciclo de cabeza o de cola.
Fig. 1/1. Producción convencional frente a producción en cogeneración.
En la Figura 1/1 se ha introducido el concepto de generador térmico como aquel que entrega
el calor útil y el de generador eléctrico, como aquel que entrega la electricidad producida. El
nexo de unión entre ambos equipos lo constituye la caldera de recuperación, que es un
CICLO DE COLA
Q V
E
Q
E
V
Q
V
E
CICLO DE CABEZA
PRODUCCIÓN SEPARADA
DE CALOR Y ELECTRICIDAD
Caldera de
recuperación
Caldera de
recuperación
Generador eléctrico
Generador térmico
Generador eléctrico
Generador térmico
Generador térmico
Generador eléctrico
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 3
intercambiador de calor que transfiere el calor residual de un generador (térmico/eléctrico) al
otro (eléctrico/térmico) según el tipo de ciclo (cola/cabeza).
En el caso de que el sistema integre trigeneración se requiere la presencia de una máquina de
absorción que transforme el calor producido por la caldera de recuperación en calor útil. Las
máquinas de absorción serán abordadas en detalle en dos capítulos siguientes, pero por el
momento es conveniente saber que son equipos de refrigeración que sustituyen el compresor
mecánico por un compresor térmico cuyo consumo es un calor de alta temperatura. Existen
fundamentalmente dos tecnologías:
Máquinas de agua/bromuro de litio. El fluido refrigerante es agua, por lo que el frío se
ha de producir siempre por encima de 0ºC. Como casi todo el circuito del agua se
encuentra en condiciones de vacío son máquinas muy voluminosas, con grandes
tuberías para reducir las pérdidas de carga. Según sus conexiones internas pueden ser
de simpe efecto, con una eficiencia (COP) entre 0,6 p.u. y 0,7 p.u., o de doble, con
una eficiencia entre 1,0 p.u. y 1,2 p.u.. Las de simple efecto son alimentadas con
calores entre 80ºC y 100ºC y las de doble con calores de temperaturas entre 120ºC y
150ºC. Son las máquinas empleadas fundamentalmente en aplicaciones de
climatización.
Máquinas de amoniaco/agua. El fluido refrigerante es amoniaco, por lo que se puede
producir frío por debajo de 0ºC, estando todo el circuito frigorífico por encima de la
presión ambiente, produciendo máquinas más compactas que las de agua/bromuro de
litio. Su eficiencia depende mucho de la temperatura del frío producido, pudiendo
oscilar entre 0,4 p.u. y 0,7 p.u.. El calor suministrado ha de ser de elevada
temperatura, función de la temperatura de evaporación, estando comprendido entre
100ºC y 180ºC.
En la Figura 1/2 se muestra un esquema para la integración de la trigeneración en un edificio.
En este caso el calor recuperado en la caldera es enviado a cada generador térmico
dependiendo de la estación (verano/invierno). Con el uso de las máquinas de absorción podría
existir una ambigüedad en la determinación del calor útil (V) dependiendo de si se considera
que la máquina de absorción está integrada en la planta de cogeneración, en cuyo caso el calor
útil sería la demanda de frío satisfecha, o si la instalación de cogeneración termina en la
caldera de recuperación, en cuyo caso el calor útil sería el calor en el secundario de la caldera.
Esta ambigüedad queda resuelta en la legislación española(2)
definiendo el calor útil como la
demanda de frío satisfecha si dicho frío se produce a temperaturas superiores a 0ºC
(climatización) o como el calor suministrado a la máquina de absorción en caso contrario (frío
industrial), siempre que éste tenga una temperatura menor de 180ºC.
Con las eficiencias comentadas para las máquinas de absorción el criterio del calor útil dado
en el párrafo anterior pretende incentivar el uso de máquinas de doble efecto en aplicaciones
de climatización y manejar elevadas cifras de calor útil en las aplicaciones de frio industrial,
lo que repercutirá en unos mayores incentivos económicos al integrar las tecnologías de
absorción en la cogeneración.
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 4
Fig. 1/2. Ejemplo de trigeneración
Se pueden citar tres tecnologías en generadores eléctricos que cuentan con una madurez más
que probada:
Motores alternativos. Se trata de unidades basadas bien en encendido por compresión
(motores diesel alimentados con fuelóleo o gasóleo) bien en encendido provocado
(alimentadas por gas natural o biogás), existiendo también esquemas duales. Abarcan
desde motores destinados a microcogeneración (5 kWe) hasta grandes unidades (8
MWe). Su característica más significativa es que entregan el calor a diferentes niveles
térmicos, ya sea en los humos de escape, en el agua de refrigeración o en el aceite y
refrigeración del turbo.
Turbinas de gas. Pueden ser diseñadas específicamente para usos industriales o bien
derivadas de turbinas de aviación. Éstas últimas se adaptan mejor al sector de la
cogeneración dadas las limitaciones de potencia que impone el marco regulatorio en
España (50 MWe). Existen unidades para microcogeneración (desde 30 kWe) y
grandes equipos de hasta 50 MWe. Requieren combustibles ligeros, siendo
mayoritario el gas natural. El calor lo entregan a través de los humos de escape que
salen de la turbina entre 400 y 600ºC.
Turbinas de vapor. A diferencia de los otros equipos son máquinas de combustión
externa, es decir, el combustible que emplean se quema en una unidad exterior, no
siendo los gases de escape de dicha unidad el fluido de trabajo de la máquina. Esto les
permite consumir cualquier combustible, siendo además aptas para su empleo como
ciclos de cola, alimentándose con el calor residual de algún proceso. Pueden ser
unidades aptas para la cogeneración de pequeña escala desde 150 kWe hasta unidades
de 50 MWe. Cuando operan como ciclo de cabeza el calor lo entregan en el
condensador, operando así como turbinas a contrapresión; acopladas a ciclos de cola la
turbina suele trabajar en condensación.
E
Q
Máquina de
absorción
Calefacción
y ACS
V (frío)
V (calor)
Caldera
de recuperación
Generador eléctrico
Generador térmico
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 5
En los capítulos siguientes se entrará en detalles tecnológicos de los diferentes equipos.
Existen otros equipos que a día de hoy aún no presentan una madurez tecnológica
significativa:
Pilas de combustible. Se trata de dispositivos electroquímicos capaces de convertir de
forma directa la energía química de un combustible en electricidad, aunque al operar
de forma isotérmica liberan calor, que se ve incrementado por las pérdidas. Existen
muchos tipos de pilas de combustible, si bien las de uso comercial3 en cogeneración
son de ácido fosfórico (PAFC), entre 200 y 400 kWe y alimentadas por gas natural.
Algunos fabricantes también las están incorporando a calderas de gas pequeñas,
siendo en este caso de reducida potencia (entre 1 y 5 kWe). Estos equipos no serán
abordados en este texto, pudiéndose encontrar una descripción detallada en(3),(4)
.
Debido a la falta de madurez tecnológica las pilas de combustible presentan unas
inversiones muy elevadas, siendo la cogeneración la única vía para que logren
acercarse a la viabilidad económica.
Motores Stirling. Se trata de unidades en general muy compactas que operan con un
fluido, normalmente gas helio, en ciclo cerrado. Son, por tanto, máquinas de
combustión externa, consumiendo un calor de alta temperatura. Existen fabricantes
que los acoplan a calderas de gas natural, siendo en ese caso el foco de calor la
combustión.
Como se ha mencionado, comienza a haber fabricantes que acoplan pequeñas pilas de
combustible o motores Stirling a calderas de gas natural. Aunque el equipo externamente
pudiese parecer una cogeneración realmente no lo es en tanto que no hay acoplamiento de la
producción térmica con la eléctrica, sino que el combustible alimenta a ambos sistemas en
paralelo: se quema para producir calor y se suministra a la pila o se quema para producir el
calor que alimenta al motor Stirling. Sólo en el caso de que se recuperase calor en la pila o el
motor se podría hablar de cogeneración, pero en ese caso el calor de la caldera no se podría
considerar útil. Se trata más bien de equipos que buscan la penetración de estas tecnologías
(pilas y motores Stirling) normalmente en el sector doméstico buscando el autoconsumo
eléctrico y que más que como equipo de cogeneración tendrían un concepto de caldera
“mixta”, capaz de producir calefacción, ACS y electricidad.
La Figura 1/3 presenta diversas formas de acoplar las tres tecnologías comerciales en los
llamados ciclos de cabeza, es decir, cuando el combustible se suministra al sistema que mueve
el alternador. Sobre la figura se indican unos balances energéticos típicos, asumiendo que un
10% de la energía contenida en el combustible se pierde en los procesos de combustión y que
otro 10% se libera en los humos de escape que suelen expulsarse por encima de los 110ºC
para evitar condensaciones ácidas. Como se ve, una turbina de vapor y una de gas se pueden
acoplar dando lugar a un ciclo combinado, en el que a diferencia de los empleados en las
centrales eléctricas convencionales la turbina de vapor condensa a presión superior a la
atmosférica para así recuperar el calor de la condensación a temperaturas superiores a 100ºC.
Esta operación en contrapresión de la turbina de vapor se da también cuando se emplea en
ausencia de turbina de gas, recuperando el calor útil del condensador.
3 En este contexto se ha de entender “comercial” como las que están disponibles en el mercado, si bien a día de
hoy son muy escasos los fabricantes y no se puede hablar de una madurez tecnológica consolidada.
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Q = 1E = 0,2
V = 0,6
0,1
E = 0,3
Q = 1
V = 0,5
0,1
E = 0,3
Q = 1
V = 0,4
0,1
E = 0,1
Turbina vapor a contrapresión Ciclo combinado (turbina de vapor a contrapresión)
Turbina de gas
Motor alternativo
E = 0,4Q = 1
0,1
V aceite = 0,05
V agua = 0,20
V humos = 0,25
Fig. 1/3. Configuraciones de ciclos de cabeza, según tecnologías
La Figura 1/4 presenta el esquema típico de un ciclo de cola. Aunque se da un balance
energético, éste presenta una mayor variabilidad que los dados en la Figura 1/3 debido a que
el rendimiento de la turbina de vapor depende del nivel térmico del calor residual tras la
extracción del calor útil. En la Figura 1/4 se ha supuesto que dicho calor llega a la caldera de
recuperación de la turbina de vapor entre 280 y 300ºC.
En el caso de los ciclos de cola la condensación de la turbina de vapor se realiza por debajo
del ambiente, es decir, a la menor temperatura que permita el foco frío para maximizar así la
electricidad producida, dado que el calor útil ya se ha obtenido en el generador térmico. Aunque los ciclos de cola serán tratados de forma específica en un capítulo posterior conviene
indicar ahora que la tecnología de la turbina de vapor no siempre es la del ciclo de Rankine
que opera con vapor de agua, sino que cada vez toma más auge el empleo de los llamados
ciclos de Rankine orgánicos (ORC), donde en fluido de trabajo es algún tipo de hidrocarburo
(puro o halogenado). Estos ciclos presentan ventajas sobre el convencional de agua, siendo la
principal realizar una mejor conversión de los calores de bajas temperaturas y emplear menos
elementos, y más compactos, que los ciclos de Rankine convencionales. Una peculiaridad es
que se suele escoger el fluido de tal forma que a temperatura ambiente su presión de
condensación sea superior a la atmosférica para evitar así la necesidad de un desgasificador.
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 7
Fig. 1/4. Configuración típica de un ciclo de cola
1.3. Oportunidades y riesgos
Como todo proyecto la cogeneración requiere un análisis de viabilidad económica exhaustivo
que tenga en cuenta los flujos de caja y el retorno de la inversión durante la vida del proyecto.
Los ingresos proceden de los ahorros derivados de la energía primaria reemplazada destinada
originalmente a la producción del calor útil y de la energía eléctrica producida, que puede ser
vendida a la red, con el consiguiente ingreso, o bien autoconsumida, con el consiguiente
ahorro. Por el contrario, los gastos vienen dados por el coste de combustible y el
mantenimiento de la instalación. El flujo de caja resultante ha de ser capaz de retornar la
inversión realizada, con la tasa de descuento establecida, en un período de tiempo razonable.
Una vez asegurada la viabilidad económica la cogeneración siempre presenta ventajas para el
propietario, como son el ahorro en la factura energética total, mayor seguridad en el
suministro eléctrico al poder operar en modo isla y la posible revalorización de combustibles
residuales. Todas estas ventajas suponen una mejora en la competitividad del cogenerador.
Sin embargo, el cogenerador no está exento de riesgos, como son la mayor complejidad de la
instalación, nuevas preocupaciones al margen de su proceso productivo principal, demanda de
personal de mantenimiento especializado y riesgo financiero ante la variación de las hipótesis
con las que se hizo el análisis de viabilidad (precios del combustible y de la electricidad
principalmente). Por otra parte, como se verá en un ejemplo, el consumo de energía primaria
en términos absolutos va a aumentar, dado que en la nueva instalación se estará produciendo
una electricidad que antes se compraba directamente como energía final. Los riesgos tanto
tecnológicos como financieros pueden minorarse recurriendo a una empresa de servicios
energéticos (ESE) que se encarga tanto del proyecto como del mantenimiento y la gestión de
la planta satisfaciendo las demandas energéticas del cliente a unos precios competitivos(5)
.
A nivel nacional la cogeneración no presenta más que ventajas:
E = 0,04
V = 0,7Q = 1 0,1
0,16
Ciclo de cola con turbina de vapor en condensación
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Ahorro de energía primaria. Como se aprovechan los calores residuales se logra
satisfacer la misma demanda con un menor consumo de combustible, repercutiendo
esto en unas menores emisiones de CO2.
Reducción de pérdidas en la red de distribución. La cogeneración produce energía
eléctrica bajo el paradigma de Generación Distribuida, que supone un acercamiento
del productor al consumidor. Esto no significa necesariamente que el productor
autoconsuma la electricidad producida, sino que en general la inyectará en la red, pero
al hacerlo cerca de los consumidores (polígono industrial o núcleo urbano) las
pérdidas por transporte de la energía se reducen sustancialmente, repercutiendo en un
menor consumo de energía primaria de todo el sistema.
Reducción de emisiones. Ya se ha comentado el ahorro de energía primaria tanto de
forma directa como el derivado de la reducción de las pérdidas de transporte. Ello
supone una reducción no sólo del CO2 emitido, sino de todas las demás emisiones
asociadas a la combustión.
Seguridad del suministro. El ahorro en energía primaria repercute también en una
reducción de la dependencia energética, algo que para España resulta de la mayor
importancia.
Desarrollo de industrias de bienes de equipo para la construcción de los equipos, de
ingenierías para la realización de proyectos y de empresas de servicios energéticos
para la gestión de la planta.
Por todo lo anterior los Gobiernos establecen diversos sistemas de inventivos y primas a la
cogeneración. En España se hace a través del Régimen Especial, que en 2009 supuso una
retribución media a la cogeneración de 85,73 €/MWh(6)
. Como se ve es una cifra comparable
con la tarifa eléctrica industrial y no muy alejada (tan solo un 7% mayor) de la retribución
media de la energía eólica en el mismo período (79,95 €/MWh).
En el corto plazo la cogeneración resulta interesante porque es permite aprovechar de forma
eficiente los combustibles fósiles. A medio plazo presenta la ventaja de establecer un puente
hacia las tecnologías renovables y la generación distribuida en la medida en que genera cerca
del consumidor, permitiendo experimentar los requerimientos de nuevos escenarios de
distribución, y que en el futuro podrá consumir combustibles de origen renovable, como
biomasa sólida previamente gasificada, biogás, biocarburantes, … Sobre las renovables
comparte con la biomasa la peculiaridad de ser gestionable, al poder almacenarse su
combustible y usarse independientemente de factores climatológicos.
Aunque ya se ha dicho y se discutirá nuevamente en la sección dedicada a los criterios de
diseño, no hay que confundir una cogeneración con una central eléctrica. Así, la producción
de calor útil es especialmente importante, dependiendo la rentabilidad de la instalación de
dimensionar siempre ajustando la demanda térmica. Por otra parte, es preciso que dicha
demanda térmica sea estable, siendo por tanto preciso dimensionar para las cargas valle4 con
4 Esto puede modificarse si se recurre al almacenamiento térmico, en cuyo caso se pasa a dimensionar el sistema
por energía en lugar de por potencia.
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 9
objeto de mantener el equipo funcionando la mayor parte del tiempo posible. En general la
rentabilidad se logra superando las 5.000 horas de funcionamiento al año5.
Para valorar las ventajas que aporta la cogeneración se plantea el Ejemplo 1/1.
Ejemplo 1/1
Un motor alternativo de gas natural(7)
presenta las prestaciones nominales dadas en la Tabla
1/1. Se quiere adaptarlo a la demande térmica de una industria que opera 3.840 horas al año
con una demanda térmica anual de 12.520 MWh y una eléctrica de 57.600 MWh. Comparar
los flujos energéticos antes y después de introducir la cogeneración.
Tabla 1/1. Prestaciones nominales del motor JMS 620 GS-N.L de GE Jenbacher (Fuente: (7) )
kW %
Consumo de combustible (PCI) 7.148 100,0
Producción eléctrica 3.029 42,4
Producción térmica 3.354 46,9
Humos de escape (enfriados hasta 120ºC) 1.656 23,2
Refrigeración 1.517 21,2
Aceite (baja temperatura) 181 2,5
Con anterioridad a la introducción de la cogeneración el consumo eléctrico es de 57.600
MWh, todo él suministrado por la compañía eléctrica. La demanda térmica del proceso
industrial es de 12.520 MWh que son satisfechos con calderas de gas natural de eficiencia
90% por lo que el consumo energético referido al poder calorífico superior (PCS) resulta:
MWh441.1511,19,0
520.12
Asumiendo que el nivel térmico del agua de refrigeración y de los gases de escape son
adecuados para las demandas del proceso productivo el motor puede ofrecer un calor útil de:
MWh184.12840.3000.1
517.1656.1
Como el calor recuperable del motor resulta inferior a la demanda de la instalación el motor
es adecuado para la aplicación funcionando siempre que hay demanda y sin disipación de
energía. Por tanto, el consumo de gas reemplazado para satisfacer el 97,3% de la demanda es:
MWh027.1511,19,0
184.12
El consumo de gas natural, referido al PCS, del motor será de:
MWh468.3011,1840.3000.1
148.7
5 En caso de no existir prima o ser muy reducida. Con las primas establecidas por el Régimen Especial se logran
proyectos viables a partir de 3.000 horas anuales en el sector industrial.
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 10
La energía eléctrica producida por el motor será de:
MWh631.11840.3000.1
029.3
La Tabla 1/2 resume los resultados. Se aprecia que para satisfacer la misma demanda térmica
se requiere consumir más del doble de gas natural. Sin embargo, con ese consumo se logra un
autoabastecimiento de más del 20% de la electricidad demandada. Para analizar la viabilidad
energética de este proyecto es preciso considerar el consumo de energía primaria antes y
después del mismo, así como las emisiones de CO2. La Unión Europea define en la Decisión
de la Comisión 2007/74/CE unas eficiencias normalizadas para determinar el consumo de
energía primaria. En el caso del gas natural considera una eficiencia eléctrica del 52,5% (valor
representativo de un ciclo combinado) y una térmica del 90% (valor representativo de una
caldera convencional). Con esas cifras se obtiene la Tabla 1/3 que refleja un ahorro de energía
primaria de 8.243 MWh anuales, que suponen un ahorro en emisiones de CO2 de 1.682
toneladas anuales6.
Por tanto, queda claro que desde el punto de vista energético la cogeneración resulta viable.
Sería preciso ahora analizar la viabilidad económica, que vendrá influenciada en gran medida
por las horas anuales de uso y las tarifas tanto de electricidad como de combustible. Esto será
analizado con detalle más adelante.
Tabla 1/2. Resumen de resultados del Ejemplo 1/1.
Sin
cogeneración
[MWh]
Con
cogeneración
[MWh]
Demanda térmica del proceso 12.520 12.520
Cubierta de forma convencional 12.520 336
Cubierta con cogeneración 0 12.184
Demanda eléctrica 57.600 57.600
Cubierta de forma convencional 57.600 45.969
Cubierta con cogeneración 0 11.631
Consumo de gas natural (PCS) 15.441 30.882
Tabla 1/3. Consumo de energía primaria (PCI) en el Ejemplo 1/1.
Sin
cogeneración
[MWh]
Con
cogeneración
[MWh]
Demanda térmica del proceso (final) 12.520 12.520
Cubierta de forma convencional (primaria) 13.911 373
Cubierta con cogeneración (primaria) 0 ---
Demanda eléctrica (final) 57.600 57.600
Cubierta de forma convencional (primaria) 109.714 87.560
Cubierta con cogeneración (primaria) 0 ---
Consumo de energía primaria 123.625 115.382
Fin del Ejemplo 1/1
6 Se considera una equivalencia para la combustión del gas natural de 204 g CO2/kWh
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 11
2. Parámetros e índices
En este apartado se van a definir los índices más empleados en cogeneración atendiendo a su
significado físico. Muchos de ellos presentan implicaciones legales, por lo que es preciso
matizar con detalle su determinación. Dichos detalles se encuentran recogidos en la Directiva
2004/8/CE, transpuesta en el RD 616/2007, y desarrollados por el IDAE(2)
.
2.1. Eficiencia energética
La definición de los índices de eficiencia energética se realiza con base en la Figura 1/5. En la
producción separada de electricidad se obtienen unos consumos de energía primaria:
refErefE
EQ
(1-1)
refVrefV
VQ
(1-2)
refVrefEref QQQ (1-3)
donde los rendimientos de referencia para la producción separada de electricidad (refE) y de
calor (refV) vienen dadas en la Decisión de la Comisión 2007/74/CE. En el caso del gas
natural son, respectivamente, 52,5% y 90%.
En el caso de la producción mediante cogeneración se define el rendimiento eléctrico (E) y
térmico (V) del grupo como:
Q
EE (1-4)
Q
VV (1-5)
Ambos rendimientos pueden integrarse en el llamado rendimiento global (R):
Q
VER VE
(1-6)
El rendimiento global, en una instalación diseñada para adaptarse a la demanda térmica de
calor útil, arroja cifras muy elevadas, normalmente superiores al 80%, debido a que sólo deja
fuera las pérdidas térmicas. Sin embargo, no es una cifra realista debido a que ni
termodinámicamente ni económicamente el calor útil y la electricidad son comparables.
Para comparar adecuadamente el calor útil y la electricidad surgen dos índices: el ahorro de
energía primaria (AEP) y el rendimiento eléctrico equivalente (REE):
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 12
refV
V
refE
Eref
ref
Q
QQAEP
11 (1-7)
refV
V
E
refV
VQ
EREE
1
(1-8)
Fig. 1/5. Notación para la definición de índices energéticos.
Como se deduce a partir de los miembros derechos de las ecuaciones 1-7 y 1-8 ambos índices
dependen de las mismas variables, por lo que existe una relación entre ellos, que viene dada
por:
11
111
AEPREErefEE (1-9)
La legislación española (RD 661/2007) emplea el REE como criterio para poder acceder al
Régimen Especial e incluso para establecer complementos económicos por eficiencia en la
tarifa o prima. De este modo, establece unos valores mínimos que se han de alcanzar en cada
tecnología y según el combustible empleado, dados en la Tabla 1/4.
Q
E
V
QrefV
V
E
PRODUCCIÓN EN COGENERACIÓNPRODUCCIÓN SEPARADA
DE CALOR Y ELECTRICIDAD
QrefE
Qref
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 13
Tabla 1/4. Valores mínimos del REE en España (Fuente: RD 661/2007).
Combustible Pote
nci
a
eléc
tric
a
1
MW
Pote
nci
a
eléc
tric
a
> 1
MW
Gas natural y GLP en motores térmicos 49,5 55
Gas natural y GLP en turbinas de gas 53,1 59
Combustibles líquidos en centrales con calderas 44,1 49
Combustibles líquidos en motores térmicos 50,4 56
Biomasa agraria, forestal o industrial 27 30
Biogas, estiércol o biocarburantes 45 50
Otros combustibles 53,1 59
Conviene notar que los índices energéticos se calculan a partir de energías, y no de potencias.
En cuanto a las energías se ha de tener especial cuidado con la determinación del calor útil.
Tan es así que la Administración ha establecido una Guía explicativa de su cálculo(2)
. Es
especialmente importante darse cuenta de que el calor útil no es la oferta térmica
aprovechable del grupo cogenerador, sino solamente la que es aprovechada en la instalación
en la que éste se integra. Así, podría darse el caso de tener que disipar a un foco frío parte del
calor aprovechable del grupo, bien porque la demanda del proceso no sea suficiente o bien
porque la calidad del calor disponible en el motor no sea la adecuada (esta es una situación
típica en motores alternativos donde el agua de refrigeración no excede los 90ºC). Esto
origina que el rendimiento térmico real del grupo realmente varíe entre 0 (no habría
cogeneración) y el valor nominal, afectando así al rendimiento eléctrico equivalente. Es por
ello que la legislación española establece un valor mínimo del REE, lo que equivale a
establecer un mínimo rendimiento térmico real del grupo cogenerador.
Por otra parte, los valores de electricidad y calor útil han de ser los mismos en el grupo
cogenerador y en la producción separada de referencia.
En cuanto al ahorro de energía primaria la legislación española no lo emplea, por el momento,
como base de cálculo de incentivos económicos, si bien todo parece indicar que se está
gestando una reglamentación sobre certificados de garantía de origen que atribuiría algún tipo
de distinción a las cogeneraciones de alta eficiencia. Por el momento lo que sí se hace es
identificar estas cogeneraciones. Se entiende por cogeneración de alta eficiencia (Directiva
2004/8/CE):
Cuando el AEP sea positivo en cogeneraciones de pequeña escala (potencia inferior a
1.000 kWe) y microcogeneraciones (potencia inferior a 50 kWe).
Cuando el AEP sea superior al 10% en cogeneraciones de más de 1.000 kWe.
Dada la relación entre el AEP y el REE establecida por la ecuación 1-9 se pueden determinar
los mínimos valores de rendimiento eléctrico equivalente que garantizan el calificativo de alta
eficiencia para una cogeneración, si bien éstos dependen de cada grupo al aparecer en la
ecuación 1-9 el rendimiento eléctrico del grupo. La Figura 1/6 representa unos casos
habituales para turbinas de gas, apreciándose que para máquinas pequeñas el REE mínimo
establecido por el Régimen Especial es consistente con el límite de AEP positivo; en
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 14
máquinas grandes la calificación de alta eficiencia supone un REE mínimo algo mayor que el
exigido por el Régimen Especial (61,2% frente a 59%).
El Ejemplo 1/2 muestra un caso de evaluación de índices energéticos.
Fig. 1/6. Relación entre el REE y el AEP en turbinas de gas.
Ejemplo 1/2
Determinar los índices de eficiencia del motor alternativo dado en el Ejemplo 1/1.
A partir de los resultados de dicho ejemplo se determinan los siguientes valores:
Energía primaria sin cogeneración: MWh692.359,0
184.12
525,0
631.11refQ
Energía primaria con cogeneración: MWh449.2711,1
468.30Q
Calor útil: MWh184.12V
Energía eléctrica cogenerada: MWh631.11E
Por tanto:
%8,86449.27
12.18411.631R
%6,83
9,0
184.12449.27
11.631REE
%1,23692.35
449.2735.692AEP
%4,42449.27
11.631E
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 15
%4,44449.27
12.184V
Por tanto, se trata de una cogeneración de alta eficiencia. Por el diseño que se ha realizado,
adaptando el motor a la demanda térmica, se ha logrado que el rendimiento térmico y
eléctrico de la instalación coincidan con los nominales, es decir, no se ha disipado calor.
Obsérvese que en el cálculo de los índices la electricidad viene impuesta por el motor, que en
este caso es menor que la demandada. Es decir, el AEP (valor porcentual) no se puede
calcular con las energías primarias dadas en la Tabla 1/3 (daría un 6,8%), aunque si dicho
ahorro se expresa en términos absolutos (8.243 MWh/año) sí es válida dicha tabla.
Fin del Ejemplo 1/2
2.2. Emisiones
A nivel de emisiones se puede determinar el ahorro de emisiones de CO2, si bien carece de
repercusión legal por el momento. En términos absolutos basta multiplicar la energía primaria
(Q) por un valor dependiente del combustible. En el caso del gas natural suele tomarse 204 g
de CO2 emitidos por cada kWh liberado en la combustión (respecto a PCI).
Dado que las emisiones de CO2 están unidas a la energía primaria es evidente que las
emisiones evitadas, en términos porcentuales, coinciden con el AEP.
3. Criterios de diseño
3.1. Ajuste a la demanda eléctrica
En los primeros desarrollos de la cogeneración (década de los 80), ésta se planteaba con
posibilidades reales de operar en isla o al menos con elevadas tasas de autoconsumo eléctrico.
Incluso en las primeras legislaciones se exigía un cierto nivel de autoconsumo (al menos a
nivel de balance energético, aunque se evacuase a la red toda la electricidad producida). Este
tipo de diseño, pensado para satisfacer toda o gran parte de la demanda eléctrica, produce
grupos muy grandes con elevados consumos de combustible. Es por ello que en estos diseños
es preciso buscar una tecnología con una relación calor recuperable a electricidad menor que
la de la demanda pero lo más similar posible con objeto de asegurar unos ingresos por
combustible no gastado en la preparación separada del calor demandado.
Como se verá más adelante, el riesgo de este criterio radica en que si la tarifa eléctrica o prima
no está indexada al precio del combustible puede ocurrir que un grupo rentable en el momento
de la construcción, con precios bajos de combustible, deje de serlo si el precio del
combustible comienza a subir y no es acompañado por la actualización de las tarifas
eléctricas. Es por ello que la legislación actual, tanto comunitaria (Directiva 2004/8/CE) como
española (RD 616/2007 y RD661/2007) insisten en la necesidad de diseñar adaptándose a la
demanda térmica, no sólo estableciendo unos valores mínimos del REE sino incentivando
económicamente tener REE lo más altos posible, lo que equivale a maximizar el rendimiento
térmico.
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 16
Por tanto, si es obligado aplicar este criterio, siempre se ha de tener en cuenta la demanda
térmica, para lo cual es preciso recurrir a equipos de la máxima relación calor recuperable a
electricidad que sea menor que la de la instalación.
Es conveniente insistir en que una cogeneración no es una “minicentral” eléctrica, sino que es
un equipo que produce simultáneamente calor y electricidad y al calor hay que darle su
importancia, sin relegarlo a una mera excusa para poner una central eléctrica que evacue a la
red para recibir las primas del Régimen Especial.
3.2. Ajuste a la demanda térmica
Se trata del criterio más eficiente y que mejor aprovecha las potencialidades del combustible.
Tan es así que en la legislación española (RD 661/2007) se ha anulado la exigencia de un
autoconsumo eléctrico mínimo, quedando éste reservado para aquellas instalaciones con bajo
nivel de incentivo, como pueden ser los ciclos de cola.
El diseño por demanda térmica supone elegir un grupo que disponga de un calor recuperable
lo más alto posible y siempre inferior al calor útil de la demanda. Nótese que el calor útil (V)
que entra en las ecuaciones de los índices siempre es el satisfecho, de modo que si el grupo
produce más calor recuperable que no se puede acoplar a la demanda hay que disiparlo,
reduciéndose así el rendimiento térmico de la instalación, y con ello el REE.
En este criterio la relación calor recuperable a electricidad del grupo ha de ser lo menor
posible en el caso de disponer de punto de evacuación a red. En caso de plantear una
operación en isla (por aplicaciones especiales tales como necesidad de garantizar el
suministro en instalaciones especiales) la relación no deberá de ser más baja que aquella que
determine la demanda eléctrica del consumo.
La Figura 1/7 ilustra los efectos de los dos diseños expuestos. En ella se está representando la
ecuación 1-8 de modo que en cada recta el valor de REE se mantiene constante. Se ha
particularizado para el motor del Ejemplo 1/1 que tiene un rendimiento eléctrico nominal de
42,4% y uno térmico (humos de escape y agua de refrigeración) de 44,4%. La demanda
térmica de la instalación coincide con la energía térmica recuperable del motor (3173 kW):
Caso A. Diseñando por demanda térmica se está trabajando en el punto nominal del
motor, aprovechando todo su calor recuperable. La producción eléctrica es 3.029 kW y
el consumo de combustible 7.148 kW. Al ser éste el punto nominal el REE toma el
máximo valor posible (83,6%).
Caso B. Se dispone de un motor de la familia del anterior, con el mismo rendimiento
térmico y eléctrico pero mayor potencia. Como la potencia es mayor, es preciso dispar
calor aprovechable para satisfacer la misma demanda, con lo que el rendimiento
térmico se reduce, manteniéndose constante el eléctrico (la energía eléctrica no tiene
límite siempre que haya una línea de evacuación). En el caso representado se ha
elegido un REE del 70% con lo que el rendimiento térmico se ha reducido al 35,5% de
donde el consumo de combustible pasa a ser de 8938 kW y la energía eléctrica
producida de 3.790 kW. Es decir, ha aumentado la producción eléctrica pero también
el consumo de combustible, manteniéndose igual el calor útil.
Caso C. Es similar al B, pero llevado al extremo, es decir, aplicando el criterio de
ajuste por electricidad. Se aplica el mínimo REE permitido (55%) con lo que el
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 17
rendimiento térmico resulta de 20,6% y por tanto el consumo de combustible de
15.403 kW (más del doble del caso A); la producción eléctrica también se duplica:
6.531 kW.
Fig. 1/7. Ilustración de criterios de diseño para motores alternativos de potencia superior a 1 MWe.
3.3. Recomendaciones
La Figura 1/7 ha dejado claro que el mejor diseño es el ajuste a la demanda térmica dado que
permite aprovechar al máximo las prestaciones nominales del grupo. Por tanto, una vez
establecida la potencia térmica recuperable buscada es preciso determinar la tecnología
deseada (motor alternativo, turbina de gas o de vapor). Esto dependerá de factores técnicos y
económicos(8)
. Entre los primeros destacan:
Nivel térmico del calor demandado. Las turbinas de gas son las que suministran calor
recuperable a mayor temperatura; los motores alternativos entregan varios niveles
térmicos y las turbinas de vapor entregan el calor a temperatura constante.
Frecuencia de los arranques. Los motores alternativos tienen tiempos de arranques
bajos, al igual que las turbinas de gas, pero éstas no soportan bien arranques
frecuentes. Las turbinas de vapor son lentas arrancando.
Disponibilidad de combustible y tipo del mismo. Los motores alternativos pueden
emplear combustibles gaseosos y líquidos pesados; las turbinas de gas combustibles
limpios, gaseosos y líquidos ligeros; las turbinas de vapor son las indicadas para
combustibles residuales.
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 18
Disponibilidad. Los motores alternativos son los que más mantenimiento requieren,
alcanzando disponibilidades entre el 80 y 90%; las turbinas de vapor son las más
robustas con disponibilidades entre el 90 y 95%, similares a las turbinas de gas, si bien
en éstas se reduce apreciablemente por servicio intermitente.
Entre los criterios económicos destacan:
Inversión específica. La más elevada es la de las turbinas de gas, seguida de los
motores, siendo la más reducida la de las turbinas de vapor. Para 5 MWe se pueden
manejar 1.200 €/kWe para turbinas de gas, 1.000 €/kWe para motores y 440 €/kWe
para turbinas de vapor.
Período de construcción. En el caso de motores y turbinas de gas es comparable,
situándose entre 9 meses y 2 años; en turbinas de vapor se sitúa entre 2 y 3 años.
Vida útil. La más reducida es la de las turbinas de gas, entre 15 y 20 años, siendo
menor con operación intermitente; los motores alternativos están entre 15 y 25 años y
las turbinas de vapor entre 25 y 35 años.
Gastos de mantenimiento. A título orientativo y para máquinas de 5 MWe se pueden
establecer en 10 €/MWhe para motores alternativos; 7 €/MWhe para turbinas de gas y
5 €/MWhe para turbinas de vapor.
El siguiente aspecto a tener en cuenta es el factor de capacidad, es decir, el porcentaje de
tiempo que va a operar anualmente el motor. Debe ser cuanto más alto mejor, debiendo
superar 3.000 horas al año, con carácter general. Siempre que se pueda el grupo ha de estar
funcionando, de modo que si no existe demanda térmica es preferible parar el grupo que tener
que disipar calor u operar a carga parcial. Este criterio es determinante para la viabilidad
económica. Según el sector en el que se trabaje este criterio se puede lograr de formas
diferentes:
En el sector industrial y servicios, con muchas horas de uso y demandas estables, se
puede dimensionar los equipos “por potencia”, es decir, planteando grandes
instalaciones que de forma instantánea cubran la demanda.
En el sector residencial, caracterizado por demandas muy variables horariamente, es
preciso dimensionar los equipos “por energía”, es decir, planteando instalaciones
pequeñas que funcionan permanentemente (solo paran por mantenimiento) y cuyo
calor aprovechable es almacenado para ser entregado a la demanda cuando ésta lo
requiera. Esta técnica podría ser aplicable también a los otros sectores si tuviesen bajas
horas de uso.
Aunque por seguridad en todas las plantas se coloca un refrigerador tipo aerotermo para
disipar excedentes de calor aprovechable esta es una situación que ha de evitarse a toda costa
(recuérdese lo discutido sobre el dimensionamiento por demanda térmica). Para evitar
disipaciones de calor, y especialmente si se aprecia cierta variabilidad en la demanda térmica,
el grupo se ha de dimensionar para satisfacer la demanda valle, salvo que se dote a la
instalación de algún almacenamiento térmico.
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 19
4. Situación en España
4.1. Evolución histórica
La cogeneración en España se inicia en 1980 con la Ley 82/1980 de Conservación de la
Energía que obligaba a las compañías eléctricas a adquirir la energía vertida a la red por las
plantas de cogeneración. A partir de 1986 se verifica un desarrollo significativo de la
cogeneración tanto por el apoyo de la Administración como por el desarrollo tecnológico y la
expansión de la red de gasoductos(9)
. En el marco del Plan Energético Nacional de 1990 se
publica el RD 2366/1994 sobre el régimen especial donde las cogeneraciones aparecen ya
catalogadas en un grupo específico(9)
.
El marco legal actual se deriva de la Ley 54/1997 del sector eléctrico desarrollada en cuanto
al régimen especial por los ya derogados RD 2818/1998 y RD 436/2004 y por el RD
661/2007 vigente actualmente.
Un cambio conceptual importante del RD 661/2007 se deriva del Real Decreto Ley 7/2006 en
el que se elimina la necesidad de autoconsumo eléctrico, dejando así abierta la vía al diseño
por demanda térmica, de mayor eficiencia. Hasta ese momento se orientaba la cogeneración
hacia elevados autoconsumos, resaltando su papel de seguridad en el suministro para el
cogenerador, que se entendía como un autogenerador. Además, hasta el RD 661/2007 no
existía una indexación eficaz de la tarifa al precio del combustible. La necesidad de elevado
autoconsumo eléctrico provocaba diseños por demanda eléctrica que ya se ha explicado que
eran ineficientes; por otra parte, la no indexación de la tarifa al precio del combustible hizo
que con el encarecimiento de éste muchas cogeneraciones dejasen de ser viables y tuviesen
que parar.
El RD 436/2004 corrigió en parte la situación, pero no lo suficiente. Fue con el RD 661/2007,
desarrollado tras la Directiva 2004/8/CE y que se traspuso en el RD 616/2007 cuando se
estableció un marco garantista y de decidido fomento de la cogeneración en España, como se
explicará más adelante. En resumen, se puede decir que hasta 2007 la historia de la
cogeneración es España tuvo luces y sombras, con períodos de fuerte crecimiento y otros de
estancamiento. Las razones principales para las malas experiencias de la primera mitad de la
década de 2010 se encuentran en el fomento de diseños por REE mínimo y en insuficiente
indexación de las tarifas al combustible. Ambas deficiencias fueron solventadas de forma muy
eficiente por el RD 661/2007, lo que ha permitido la instalación de nuevas plantas (moderada
por la situación de crisis económica) y sobre todo la operación de las que estaban paradas.
La Figura 1/8 recoge la evolución de la potencia instalada cada año en la década de los 1990 y
de 2000. Se aprecian los vaivenes acaecidos hasta el año 2000, el claro descenso hasta 2004 y
el repunte en 2007. En la Figura 1/9 se muestra la energía vendida cada año en cogeneración
en el mismo período. Esta gráfica ha de interpretarse con cautela pues hasta 2007 existía
obligación de autoconsumo, pero pese a ello se aprecia el auge en la década de 1990, el
estancamiento en la primera mitad de la de 2000, la caída hasta 2006 y el auge a partir de
entonces.
4.2. Estado actual y potencial
La Figura 1/10 muestra el mix de energía vendida en el Régimen Especial en España en 2009,
ocupando la cogeneración el 27,5% con 21.503 GWh que suponen un 8,56% de la demanda
en barras de central. La potencia instalada a finales de 2009 es de 6.067 MW, por debajo del
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 20
horizonte de 8.400 MW previsto en el Plan de Acción de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia
Energética para España (E4) para 2012.
Por potencia instalada en 2009 la cogeneración de pequeña escala supone el 2,6% del total; el
rango de 1 a 10 MW aglutina al 36,5%; el de 10 a 25 MW el 30,5%; el de 25 a 50 MW el
19%, quedando el resto por encima de 50 MW. Por sectores en 2006 la electricidad
cogenerada por la industria papelera suponía el 22% de toda la cogenerada en ese año; el 15%
en el refino; el 13% en química y el 10% en alimentación. En ese año la electricidad
cogenerada por el sector servicios supuso el 6% del total(1)
.
Fig. 1/8. Potencia instalada en cogeneración anualmente. (Fuente: (6) )
Fig. 1/9. Energía vendida en cogeneración anualmente. (Fuente: (6) )
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
MW
Año
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
GW
h
Año
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 21
Fig. 1/10. Energía vendida en Régimen Especial en 2009 en España. (Fuente: (6) )
Un estudio llevado a cabo por el IDAE(9)
en 2007 estima el potencial de la cogeneración en
España en 2020 en 27.291 MW, aglutinando el tratamiento de residuos del sector primario el
9,8%; el sector residencial y terciario el 35,6% y el industrial y de refino el 54,6%. Por tanto,
el sector industrial es el que más potencial presenta, siendo muy significativo el sector
residencial y terciario, que será tratado de forma específica en un capítulo posterior.
Las cifras de potencial tecnológico se refieren a la potencia instalable. Sin embargo, no
pueden entenderse adecuadamente al margen del grado de penetración de la cogeneración en
los diferentes sectores. Así, pese a que el sector industrial presenta el mayor potencial, su
grado de penetración es el más alto (29,9% en 2004); la situación opuesta ocurre con el sector
terciario y residencial, que con un potencial de 9.703 MW tan solo presentaba un grado de
penetración del 3% en 2004; el sector primario está en una situación intermedia al presentar
el potencial más bajo pero con una penetración en 2004 del 20%.
Puede concluirse, por tanto, que aunque hasta ahora la cogeneración se ha desarrollado
mayoritariamente en el sector industrial, aún existen oportunidades en el mismo (es decir, el
estancamiento hasta 2007 no se debía a una saturación del mercado). Por otra parte, el mayor
crecimiento de la cogeneración en el medio y largo plazo se ha de dar en el sector residencial
y de servicios a través de la microcogeneración, cogeneración de pequeña escala,
trigeneración y redes de distrito.
4.3. Marco regulatorio
El marco regulatorio existente actualmente en España es el RD 661/2007 que regula el
Régimen Especial y cuyas características más significativas son explicada a continuación. Es
de destacar la vocación de esta legislación en el ámbito de la cogeneración (también se
encarga de las renovables) por subsanar las deficiencias de los anteriores marcos y dar
respuesta a los nuevos retos. Así, en el primer aspecto cabe destacar:
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
COGENERACIÓN SOLAR EÓLICA HIDRÁULICA BIOMASA RESIDUOS TRAT.RESIDUOS
GW
h
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 22
Indexación de las tarifas al precio del combustible y a la inflación, estableciendo
actualizaciones automáticas de las tarifas y primas que pueden ser anuales en los
combustibles menos volátiles o incluso trimestrales en el caso del gas natural.
Fomento de la eficiencia incrementando las primas y tarifas tanto más cuanto mayor
exceda el REE al mínimo establecido.
Elimina la obligación del autoconsumo eléctrico mínimo (ésta fue eliminada realmente
en el RD Ley 7/2006).
Estableciendo escalones en las tarifas y primas según los rangos de potencia, dando un
decidido apoyo a la microcogeneración y cogeneración de pequeña escala.
Incentivando el adecuado uso de máquinas de absorción al definir el calor útil en su
demanda de calor o en su producción de frío, según sus prestaciones posibles.
En cuanto a la adecuación a los nuevos retos caben destacar las medidas específicas que
establece para el sector de la edificación (residencial y terciario) adaptándose a sus
peculiaridades. Estas medidas serán analizadas exhaustivamente en un capítulo específico.
La Tabla 1/5 recoge las tarifas y primas vigentes a 1 de enero de 2010 para las cogeneraciones
del grupo a.1.1 (las que emplean gas natural). Puede apreciarse la adecuación de los
incentivos a la economía de escala y madurez tecnológica, dando el mayor impulso a la
cogeneración de pequeña escala. A modo de ejemplo, la retribución media a la cogeneración,
incluyendo tarifa y prima, en 2009 fue de 85,73 €/MWh(6)
.
Tabla 1/5. Tarifas y primas para cogeneraciones que empleen gas natural a 1 de enero de 2010 (Fuente: Orden
ITC/3519/2009)
Potencia Tarifa regulada [€/MWh] Prima de referencia [€/MWh]
P 0,5 MW 127,166 -
0,5 < P 1 MW 104,352 -
1 < P 10 MW 81,381 34,076
10 < P 25 MW 77,026 28,033
25 < P 50 72,866 24,884
Una novedad en el marco regulatorio es la introducción del denominado “complemento por
eficiencia”, definido como:
CnREE
1
REE
11,1Com_efi
min
(1-10)
donde REE es el rendimiento eléctrico equivalente de la instalación, REEmin es el valor
mínimo establecido, dado en la Tabla 1/4 y Cn coste de la materia prima calculada de acuerdo
con la formulación recogida la Orden ITC/1660/2009 que para el primer trimestre de 2010
(Resolución del MITC de 7 de abril de 2010) fue de 18,133 €/MWh. En el caso del motor
analizado en el Ejemplo 1/2, con un REE de 83,6% y REEmin de 55% resulta un complemento
por eficiencia de 12,407 €/MWh, es decir, un incremento en la tarifa (3 MWe) de más del
15% o de más del 36% en la prima. Nótese que en el caso de diseñar por demanda eléctrica
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 23
(REE mínimo) este complemento sería nulo. Por tanto, el marco regulatorio no prohíbe
diseñar por demanda eléctrica, pero incentiva decididamente diseñar por demanda térmica.
La otra gran novedad del marco regulatorio es la actualización automática de tarifas (y
primas), que en el caso del grupo a.1.1 (gas natural) es trimestral y en función tanto del IPC
como del precio del combustible. La expresión de la actualización viene dada por:
1,,
,
,,
,,,,
1
,,
11
111
nti
ti
r
nti
ntFnti
n
n
r
rB
r
rAr
Pv
Pv
ntr
(1-11)
donde:
: Tarifa en el trimestre n+1
: Tarifa en el trimestre n
A : Constante dependiente del combustible y de la potencia.
B : Similar a “A”
: Tasa de inflación trimestral (IPC) en el trimestre n
: Tasa de crecimiento nominal trimestral del gas natural en el trimestre n
: Tasa de crecimiento real trimestral del gas natural en el trimestre n
: Incremento del IPC en el trimestre ( )
Desde el punto de vista de planificación, es decir, cuando se lleva a cabo un análisis de
rentabilidad de un proyecto, se suele suponer una tasa de inflación y de crecimiento del precio
del gas natural constantes, con lo que el término afectado por el coeficiente B es nulo. Para
llevar a cabo tal estudio de viabilidad es preciso obtener las tasas nominales trimestrales a
partir de las anuales supuestas:
xtx rr 114
, (1-12)
donde “x” representa “F” para el combustible o “i” para la inflación. Con estas hipótesis la
ecuación (1-11) pasa a ser:
r
titFtiti
tFti
n
n rrArr
rAr
Pv
Pv
,,,
,
,,
1 111
111 (1-13)
De este modo, conocida la tarifa al inicio del proyecto, Te0 , y las producciones de electricidad
de cada trimestre, Ei , se tendrán unos ingresos en el año k-ésimo por venta de electricidad:
4
1
4,
40 1_1
i
kitF
kieik refiComrTEVE (1-14)
1nPv
nPv
n,t,ir
n,t,Fr
n,t,rr
t,ir 1n,t,in,t,i rr
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 24
Evidentemente, este marco será modificado con el paso del tiempo, pero es de esperar que se
haga acorde con el grado de cumplimiento de las expectativas de los Planes de Ahorro y
Eficiencia y con la madurez de la tecnología. De hecho, el artículo 44.3 establece:
“Durante el año 2010, a la vista del resultado de los informes de seguimiento
sobre el grado de cumplimiento del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-
2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), así
como de los nuevos objetivos que se incluyan en el siguiente Plan de Energías
Renovables para el período 2011-2020, se procederá a la revisión de las tarifas,
primas, complementos y límites inferior y superior definidos en este real decreto,
atendiendo a los costes asociados a cada una de estas tecnologías, al grado de
participación del régimen especial en la cobertura de la demanda y a su incidencia
en la gestión técnica y económica del sistema, garantizando siempre unas tasas de
rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de
capitales. Cada cuatro años, a partir de entonces, se realizará una nueva revisión
manteniendo los criterios anteriores.”
Como se ha explicado antes, en 2010 no se ha cubierto los objetivos establecidos en la E4 y a
fecha 1 d enero de 2011 aún no se ha publicado la revisión del marco regulatorio.
5. Análisis de viabilidad económica
En otros temas del Módulo se exponen con detalles los diferentes índices de valoración de
proyectos, por lo que no se va a ahondar más en ello. En este apartado simplemente se van a
establecer unos métodos aproximados que si bien tienden a sobreestimar la rentabilidad
permiten obtener unos números rápidos del proyecto, que han de ser después matizados
convenientemente con el análisis completo de rentabilidad al amparo del marco legal vigente
en cada momento. De igual modo, se van a establecer en este apartado los diversos
componentes del flujo de caja de un proyecto de cogeneración.
Los ingresos del proyecto se establecen a partir de la energía eléctrica vendida y de los
ahorros derivados de la planta. Con carácter general7, se deberá vender la energía eléctrica
cogenerada siempre que la tarifa de compra establecida por el mercado (Régimen Especial)
supere a la de venta del mercado ordinario a la instalación donde se única la cogeneración
(coste del suministro eléctrico)8. Evidentemente, habrá que respetar las restricciones de
autoconsumo eléctrico si las hubiera, aunque la evolución del pensamiento de la
Administraciones parece dejar claro que no se volverán a imponer. Los ahorros derivados de
la cogeneración se deben al gasto que se ha dejado de producir al reemplazar la energía
destinada a la producción del calor útil (siempre) y a la energía eléctrica que se deja de
comprar (en el caso de tener un cierto nivel de autoconsumo).
Los gastos están constituidos por el combustible consumido y las operaciones de
mantenimiento establecidas. En cuanto al combustible, es preciso recordar que el gas natural
se tarifica según el poder calorífico superior, mientras que los índices energéticos se expresan
referidos al poder calorífico inferior. La relación entre ambos es de 1,11.
7 Una excepción puede ser el caso de elevados costes o trámites para acceder al punto de evacuación a red o bien
determinadas instalaciones que por condicionantes estratégicas tengan exigencias de garantizar el suministro
eléctrico (aeropuertos, centros de comunicaciones, hospitales, …). 8 En el RD 661/2007 el incentivo para el uso de energías residuales y de ciclos de cola no resulta muy elevado,
por lo que puede resultar más interesante en estas instalaciones recurrir al autoconsumo eléctrico, pasando a
generar un ingreso en forma de ahorro de energía eléctrica.
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 25
El margen bruto (MB) se define como la diferencia entre los ingresos (V) y los gastos (P):
PVMB (1-15)
El margen neto (MN) considera la amortización (A) obtenida a partir de la inversión (INV) y la vida
del proyecto (N):
AMBN
INVPVMN (1-16)
En cuanto al flujo de caja (FC), lo correcto es calcularlo restando al margen bruto los
impuestos (T), si bien para unos primeros números suele ser frecuente evaluarlo directamente
como el margen bruto:
MNtT (1-17)
AttMBAPVtPVTMBFC 1 (1-18.a)
PVMBFC (1-18.b)
donde “t” suele ser del 36%. De forma simplificada (sin tener en cuenta ni la tasa de
descuento ni las variaciones de los costes y tarifas con el tiempo) se pueden definir los típicos
índices de rentabilidad:
INVFCNVAN (1-19)
FC
INVPR (1-20)
INV
FC
TIR
TIR
N
1
11
(1-21)
donde el TIR puede obtenerse de forma simplificada como el margen neto dividido por la
inversión, conocido como “rentabilidad”.
Como se ha dicho, las ecuaciones (1-19) a (1-21) representan una simplificación que sólo ha
de utilizarse para obtener unos primeros números groseros, siendo preciso llevar a cabo un
análisis de viabilidad exhaustivo en los términos explicados en el primer módulo del curso y
teniendo en cuenta las tarifas y sus actualizaciones establecidas por el marco regulatorio.
Seguidamente se plantea un ejemplo de aplicación de las ecuaciones anteriores, que será
desarrollado de manera rigurosa y formal en el Caso Estudio.
Ejemplo 1/3
Realizar un estudio simplificado de rentabilidad del motor de cogeneración considerado en el
Ejemplo 1/1. Se considerará una inversión de 2,1 M€, un precio del gas natural de 40 €/MWh
y unos costes de mantenimiento de 2,39 €/MWh.
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 26
Los flujos energéticos fueron obtenidos en el Ejemplo 1/1, resumidos en la Tabla 1/2.
Asumiendo una tarifa eléctrica de venta al Régimen Especial de 86 €/MWh (similar a la
media obtenida en 2009(6)
resultan unos ingresos:
añoV /€343.601.140027.1586631.11
Los gastos:
añoP /€518.246.139,2631.1140468.30
Por tanto:
añoañoañoMB /€825.354/€518.246.1/€343.601.1
añoMN /€825.24920
000.100.2825.354
añoFC /€888.264825.24936,0825.354
Finalmente:
añosPR 9,7888.264
000.100.2
%1,11000.100.2
888.264
1
11
20
TIR
TIR
TIR
Se obtiene, por tanto, una rentabilidad razonable. Estos valores, no obstante, serán afinados en
el Caso Estudio. Con objeto de ilustrar la necesidad del Régimen Especial se repiten de nuevo
los cálculos pero operando el grupo cogenerador 7.500 horas al año en lugar de 3.840 horas.
En esta nueva hipótesis, además, se supone que toda la energía cogenerada se va a
autoconsumir, siendo la tarifa eléctrica de compra de la instalación de 75 €/MWh. Los nuevos
números son:
añoV /€744.877.2840.3
500.740027.1575631.11
añoP /€605.434.2840.3
500.739,2631.1140468.30
añoañoañoMB /€139.443/€605.434.2/€744.877.2
añoMN /€139.33820
000.100.2139.443
añoFC /€409.321139.33836,0139.443
Finalmente:
€179.328.4000.100.220409.321 VAN
añosPR 5,6409.321
000.100.2
€760.197.3000.100.220888.264 VAN
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 27
%2,14000.100.2
409.321
1
11
20
TIR
TIR
TIR
Se aprecia que al aumentar el número de horas de uso del grupo cogenerador se logra
rentabilidad incluso sin necesidad de vender la electricidad a un precio subvencionado. La
tarifa eléctrica industrial considerada ha sido bastante conservadora para situarla claramente
por debajo de la media lograda en el Régimen Especial para cogeneración en 2009.
Fin del Ejemplo 1/3
Los resultados anteriores muestran que cuando el uso del grupo cogenerador es masivo (7.500
horas al año en el ejemplo) podría ser viable esta tecnología en escala industrial en régimen de
autoconsumo sin necesidad de recurrir a tarifas subvencionadas. Nótese que el término
“autoconsumo” en el Ejemplo 1/3 significa que el diseño se hace por demanda térmica y se
autoconsume la electricidad cogenerada, sin pretender en ningún momento que ésta alcance
una cierta cuota mínima. Sin embargo, existen dos causas que hacen que con el nivel de
inversión requerido por los grupos actualmente sea preciso un régimen de tarifas
subvencionadas:
Las horas de uso en una industria tipo pueden ser bastante inferiores a la operación en
tres turnos y fines de semana. Así, una operación en 2 turnos, excluidos sábados y
domingos y considerando 5 semanas de vacaciones arrojan 3.760 horas anuales.
Las economía de escala hacen que los equipos de microcogeneración y cogeneración
de pequeña escala tengan inversiones específicas (€/kW) mayores.
El ejemplo 1/3 sólo ha de tomarse como referencia ilustrativa. El detalle del análisis de
viabilidad teniendo en cuenta el encarecimiento de los costes y los fuertes incentivos al acudir
a la tarifa regulada será realizado en el Caso Estudio. Pese a estas imprecisiones sí queda claro
que al menos en el sector industrial la cogeneración está cerca de ser viable económicamente
sin apoyos, pudiendo serlo ya con un número de horas de operación elevadas. Por otro lado,
es de esperar que la cogeneración de pequeña escala y microcogeneración logren estar
próximas a la paridad en la medida en que maduren sus tecnologías y el sistema se implante
masivamente, logrando una reducción considerable en las inversiones.
6. Curva monótona de demanda
Los análisis y recomendaciones realizados en este capítulo son válidos para aplicaciones con
demanda térmica constante. Sin embargo, cuando dicha demanda fluctúe a lo largo del tiempo
es preciso elegir adecuadamente el tamaño del grupo de modo que se logre maximizar la
rentabilidad (o bien se busque otro criterio, como maximizar el ahorro de energía primaria,
…).
El primer paso en estas aplicaciones de demanda variable es determinar lo que se conoce
como curva monótona, que consiste en ordenar la potencia térmica demandada de mayor a
menor según las horas de demanda de dicha potencia. De forma aproximada dicha curva
monótona se puede aproximar por la expresión (1-22) en la que H representa las horas de
operación y a y b son dos coeficientes que pueden ajustarse a partir de las expresiones (1-23)
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 28
y (1-24), que representan respectivamente la condición de demanda punta y de energía
térmica demandada anualmente.
HbeaD (1-22)
maxDa (1-23)
max
0)(
H
año dHHDD (1-24)
Una vez determinada la curva monótona de demanda se conocen para un grupo cogenerador
dado (del que se sabe su calor recuperable) las horas de operación en la aplicación de estudio,
a partir de lo que se pueden obtener los índices energéticos o económicos que se quieran
optimizar. El Ejemplo 1/4 ilustra la aplicación de este procedimiento.
Ejemplo 1/4
Una industria determinada presenta una curva monótona de demanda térmica caracterizada
por una punta de 10,5 MWt y una demanda anual de 31.500 MWht (extendida a lo largo de
las 8.760 horas del año). Se quiere determinar el tamaño óptimo del motor para maximizar el
VAN a partir de una serie caracterizada por las siguientes ecuaciones, donde la potencia del
motor puede variar entre 1 y 10 MWe:
Inversión [M€]:
8947,0
32,1
MWeW
Rendimiento eléctrico [p.u.]: 0561914,0252376,0 kWeW
Calor recuperable del motor [kW]: 851221,027159,3 kWeW
Para el primer año se asume un coste de mantenimiento de 10 €/MWhe y de combustible (gas
natural) de 40 €/MWht-PCI, siendo la tarifa eléctrica de 100 €/MWhe. Para los años sucesivos
se tomará una tasa nominal de incremento de las tarifas del combustible y electricidad del 5%
y del mantenimiento del 2,5%. La vida del proyecto se toma de 20 años.
Tras realizar el ajuste de la curva monótona se obtienen unos coeficientes:
a = 10.500 kW
b = 0,0003116 h-1
Se asume que el motor se va a ajustar por demanda térmica, de modo que el calor recuperable
del motor se entrega totalmente a la demanda. La Figura 1/11muestra los diferentes flujos
económicos (eje derecho), así como el VAN y la inversión resultante (eje izquierdo). Se
aprecia que el motor más pequeño, que opera 7.041 horas, presenta un VAN de 4.286 k€,
mientras que el motor mayor, que opera tan solo 750 horas, presenta un VAN de 2.259 k€. En
ambos casos, por tanto, la cogeneración resulta rentable, pero lo es más operando el máximo
tiempo posible, principalmente por la menor inversión absoluta del motor de 1 MWe. Sin
embargo, se aprecia que con ninguno de esos dos motores la energía producida es máxima.
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 29
Ello conduce9 a que el máximo VAN se obtenga para un motor intermedio, en concreto de
4,11 MWe que opera 3.180 horas y logra un VAN de 6.961 k€.
La Figura 1/12 muestra sobre la curva monótona las energías térmicas recuperadas del motor
en cada caso. Para cada motor elegido las potencias superiores a su tamaño (carga punta)
serán aportadas por el sistema de apoyo; en el caso de las potencias inferiores realmente habrá
una zona intermedia en la que el motor trabajará a carga parcial (no considerado en las
Figuras), siendo satisfechas las potencias menores por el sistema de apoyo.
Fig. 1/11. Flujos económicos, rentabilidad e inversión en el Ejemplo 1/4.
Fig. 1/12. Energía térmica recuperada del motor en el Ejemplo 1/4.
9 El máximo VAN no se da exactamente para la máxima energía eléctrica producida dado que influyen el resto
de flujos, pero es cercano.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Potencia nominal motor [MWe]
Flu
jos e
conóm
icos d
el pri
mer
año [
k€]
VA
N,
Invers
ión [
k€]
Ahorro energía remplazadaAhorro energía remplazada
Venta electricidadVenta electricidad
Gastos mantenimientoGastos mantenimiento
Gastos combustibleGastos combustible
VANVAN
InversiónInversión
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 90000
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
horas/año
Dem
anda t
érm
ica [
kW
]
3.180 h/año4.109 kWe
VAN = 6.961 k€
10.000 kWe
VAN = 2.259 k€
1.000 kWe
VAN = 4.286 k€
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 30
7. Caso de estudio
Un motor alternativo de gas natural(7)
presenta las prestaciones nominales dadas en la Tabla
1/6. Se quiere adaptarlo a una industria que opera en régimen de 2 turnos de lunes a viernes
durante 13 semanas del primer trimestre, 12 del segundo, 9 del tercero y 12 del cuarto (es
decir, 3.680 horas al año). La demanda térmica, adecuada al calor de los humos y del agua de
refrigeración, es permanentemente de 3.300 kW.
Realizar un estudio de viabilidad técnica y económica, al amparo del RD 661/2007.
Tabla 1/6. Prestaciones nominales del motor JMS 620 GS-N.L de GE Jenbacher (Fuente: (7) )
kW %
Consumo de combustible (PCI) 7.148 100,0
Producción eléctrica 3.029 42,4
Producción térmica 3.354 46,9
Humos de escape (enfriados hasta 120ºC) 1.656 23,2
Refrigeración 1.517 21,2
Aceite (baja temperatura) 181 2,5
Para el estudio económico se consideran las siguientes hipótesis:
Inversión: INV = 2.100.000 €
Vida útil: N = 20 años
Tasa nominal de encarecimiento del combustible: rF = 5%/año
Tasa nominal de encarecimiento de los gastos de mantenimiento: rOM = 2,5%/año
Tasa de inflación: ri = 3,5%/año
Tasa de descuento: wacc = 10%
Coste del combustible (tiempo 0): Tg0 = 40 €/MWh
Coste de mantenimiento (tiempo 0): TOM0 = 2,39 €/MWh
Como datos propios del Régimen Especial:
Tarifa eléctrica10
: Te0=81,381 €/MWh
Variable Cn para determinar el complemento por eficiencia11
: Cn=18,133 €/MWh
Coeficiente A para la actualización de la tarifa eléctrica12
: A=0,6379
En primer lugar se realiza el análisis energético. La energía disponible en el motor es de:
añoMWh /64,676.11680.3000.1
517.1656.1
La demanda térmica de la industria es de:
añoMWh/144.12680.3300.3
10 1 de enero de 2010, en Orden ITC/3519/2009. 11 Primer trimestre de 2010, en Resolución 5945 de la Secretaría de Estado de Energía (BOE núm. 90, de 14 de abril de 2010). 12
RD 661/2007.
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 31
Por tanto, el motor funcionará todo el tiempo de operación de la industria y logrará cubrir el
96,2% de la demanda térmica. Puesto que se va a vender toda la producción eléctrica a la red
resulta irrelevante la demanda eléctrica de la industria, una vez comprobada la viabilidad de
un punto de conexión. Por tanto:
añoMWhV /64,676.11
La electricidad cogenerada será:
añoMWhE /72,146.11000.1
680.3029.3
El combustible consumido (referido al PCI) asciende a:
añoMWhQ /64,304.26000.1
680.3148.7
El combustible consumido en producción separada:
añoMWhQref /89,205.34525,0
72,146.11
9,0
64,676.11
Los índices energéticos serán:
%62,83
9,0
64,676.1164,304.26
72,146.11
REE ; %1,2389,205.34
64,304.2689,205.34
AEP
Por tanto se trata de una cogeneración de alta eficiencia. El complemento por eficiencia toma
su valor máximo (al ser el REE el nominal del motor):
MWhefiCom /€4125,12133,188362,0
1
55,0
11,1_
En el estudio de rentabilidad se va a suponer una variación trimestral del precio del
combustible que afectará al complemento por eficiencia, al ahorro por energía reemplazada y
a los gastos de combustible. Los gastos de mantenimiento (personal en su mayor parte) se
suponen actualizados anualmente.
Los flujos energéticos trimestrales se muestran en la Tabla 1/7.
Tabla 1/7. Flujos energéticos trimestrales.
Trimestre E [MWh] V [MWh] Q [MWh]
1 3.150 3.300 7.434
2 2.908 3.046 6.862
3 2.181 2.285 5.147
4 2.908 3.046 6.862
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 32
Para calcular los flujos económicos es preciso obtener las tasas nominales trimestrales, así
como la tasa nominal de actualización de la tarifa:
Inflación: %8637,011 ,4
, tiiti rrr
Combustible: %2272,111 ,4
, tFFtF rrr
Tarifa: %0956,1,,, titFti rrArr
Los ingresos por electricidad se obtienen, para el año k-ésimo:
4
1
4,
40 1_1
i
kitF
kieik refiComrTEVE
Análogamente con los ingresos por energía reemplazada:
4
1
4,0 111,1
9,0i
kitFg
ik rT
VER
El gasto de combustible:
4
1
4,0 111,1
i
kitFgik rTQF
Finalmente, el gasto de mantenimiento se actualiza anualmente:
komomk rTEOM 10
Así, el flujo de caja para el año k-ésimo se obtiene como:
tN
INVtOMFERVEFC kkkkk 1
La evolución de los flujos de caja a lo largo de los 20 años del proyecto se dan en la Tabla
1/8. Como se aprecia en la tabla anterior el período de retorno se sitúa en 10 años y el valor
actual neto (VAN) en:
€126.482.100.100.2126.582.3 VAN
Operando resulta una TIR de 18,1%. El proyecto, por tanto, es altamente rentable. Resulta
significativo que los ingresos derivados del ahorro de combustible para producir el calor útil
constituyen aproximadamente el 35% de todos los ingresos, reafirmando así la idea de que
una cogeneración no es una “minicentral eléctrica”, sino que ha de diseñarse para cubrir una
demanda térmica. Por otra parte, el diseño por máxima eficiencia percibe su recompensa en
incrementar un 15% la tarifa eléctrica.
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 33
Sería razonable preguntarse por la sensibilidad del proyecto ante incrementos mayores del 5%
en el precio del gas natural. La Figura 1/13 resuelve la pregunta mostrando la evolución de la
TIR para diferentes tasas nominales anuales de encarecimiento del gas natural. Se aprecia que
para tasas de hasta el 10% la rentabilidad del proyecto es cada vez mayor, reduciéndose a
partir de ahí aunque tolerando valores hasta del 17% (recuérdese que la tasa de descuento se
situó en el 10%). Esta robustez de la rentabilidad ante el encarecimiento del combustible es
precisamente una de las fortalezas del RD 661/2007.
Tabla 1/8. Flujos económicos anuales.
Año VE[€] ER [€] F [€] OM [€] FC [€] FC [€] acumulado y descontado
1 1.122.758 623.144 1.263.414 27.307 329.116 299.196
2 1.173.593 654.301 1.326.584 27.989 340.725 580.787
3 1.226.733 687.017 1.392.914 28.689 352.774 845.832
4 1.282.283 721.367 1.462.559 29.406 365.278 1.095.322
5 1.340.352 757.436 1.535.687 30.141 378.254 1.330.188
6 1.401.056 795.308 1.612.472 30.895 391.718 1.551.303
7 1.464.514 835.073 1.693.095 31.667 405.688 1.759.485
8 1.530.851 876.827 1.777.750 32.459 420.180 1.955.502
9 1.600.198 920.668 1.866.638 33.271 435.212 2.140.075
10 1.672.692 966.701 1.959.970 34.102 450.805 2.313.880
11 1.748.475 1.015.037 2.057.968 34.955 466.977 2.477.552
12 1.827.698 1.065.788 2.160.867 35.829 483.746 2.631.688
13 1.910.517 1.119.078 2.268.910 36.724 501.135 2.776.849
14 1.997.095 1.175.032 2.382.356 37.643 519.162 2.913.561
15 2.087.603 1.233.783 2.501.474 38.584 537.850 3.042.318
16 2.182.221 1.295.473 2.626.547 39.548 557.223 3.163.586
17 2.281.134 1.360.246 2.757.875 40.537 577.300 3.277.802
18 2.384.539 1.428.259 2.895.769 41.550 598.107 3.385.376
19 2.492.639 1.499.672 3.040.557 42.589 619.666 3.486.697
20 2.605.649 1.574.655 3.192.585 43.654 642.002 3.582.126
COGENERACIÓN Fundamentos
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 34
Fig. 1/13. Evolución de la TIR ante diferentes tasas nominales del incremento del precio del gas natural.
8. Referencias
1. VV. AA. Guía de la Cogeneración. Madrid : Fundación de la Energía de la Comunidad de
Madrid, 2010.
2. IDAE. Guía técnica para la medida y determinación ndel calor útil, de la electricidad y del
ahorro de energía primaria de cogeneración de alta eficiencia. Madrid : Ministerio de
Industria, Turismo y Comercio, 2008.
3. J.I. Linares, B.Y. Moratilla. El hidrógeno y la energía. Madrid : Universidad Pontificia
Comillas, 2007.
4. VV. AA. Gas-Fired Distributed Energy Resource Technology Characterizations. Golden
(Colorado) : National Renewable Energy Laboratory (NREL), 2003.
5. Garrigues Medio Ambiente. Guía sobre Empresas de Servicios Energéticos (ESE).
Madrid : Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid, 2010.
6. ALGOR. Energía 2010. Madrid : Foro de la Industria Nuclear Española, 2010.
7. GE Jenbacher. Technical Specification of JMS 620 GS-N.L. s.l. : GE Jenbacher, 2004.
8. Lozano, M.A. Cogeneración. Zaragoza : Universidad de Zaragoza, 1998.
9. IDAE. Análisis del potencial de cogeneración de alta eficiencia en España 2010-2015-
2020. Madrid : Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, 2007.
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AHORRO DE ENERGÍA
MÓDULO 9 : AHORRO DE ENERGÍA. COGENERACIÓN
SECTOR EDIFICATORIO
Autor: José Ignacio Linares Hurtado
1. Introducción ....................................................................................................................... 1
2. Consumos energéticos en el sector residencial .................................................................... 1
2.1. Demanda de energía final en España ............................................................................ 1
2.2. Demanda de climatización ........................................................................................... 3
2.3. Demanda de ACS ........................................................................................................ 3
3. Almacenamiento térmico ................................................................................................... 5
3.1. Justificación ................................................................................................................. 5
3.2. Funcionamiento ........................................................................................................... 6
3.3. Tecnologías ................................................................................................................. 8
3.3.1. Almacenamiento latente ........................................................................................ 8
3.3.2. Almacenamiento sensible ...................................................................................... 9
3.4. Integración................................................................................................................. 10
4. Criterios de diseño ........................................................................................................... 12
4.1. Sector terciario .......................................................................................................... 13
4.2. Sector residencial ....................................................................................................... 13
4.2.1. Criterios generales ............................................................................................... 13
4.2.2. Dimensionado de la cogeneración para integración en ACS................................. 14
4.2.3. Validación experimental ...................................................................................... 16
5. Redes de distrito ............................................................................................................... 19
6. Marco regulatorio ............................................................................................................. 19
7. Empresas de servicios energéticos .................................................................................... 20
8. Casos estudio ................................................................................................................... 21
8.1. Sector terciario .......................................................................................................... 21
8.1.1. Caso 1: Ajuste a la demanda de calefacción ......................................................... 22
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA
8.1.2. Caso 2: Ajuste a la demanda de climatización todo el año ................................... 24
8.1.3. Caso 3: Ajuste a la demanda de calefacción y apoyo en verano ........................... 26
8.2. Sector residencial ....................................................................................................... 28
9. Bibliografía ...................................................................................................................... 33
ANEXO. Temperatura del agua de red en España ................................................................ 35
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AHORRO DE ENERGÍA
RESUMEN
La cogeneración presenta un elevado potencial para integrarse en el sector edificatorio,
aunque se penetración actual se limita al sector terciario. Su implantación en el sector
residencial es importante porque las demandas energéticas del mismo suponen una parte
importante de la demanda final en España.
La integración de la cogeneración en el sector terciario se ha extendido porque el diseño
puede realizarse como en el sector industrial dado que las demandas energéticas son bastante
uniformes y elevadas, con lo que es suficiente dimensionar para el consumo valle para lograr
elevados factores de utilización sin necesidad de recurrir a los sistemas de acumulación
térmica. Por otra parte, el tamaño de los equipos es similar al que se encuentra en las
industrias pequeñas, con lo que la disponibilidad comercial existe desde hace tiempo.
La integración en el sector residencial se ha encontrado con más barreras: la no disponibilidad
comercial de equipos de microcogeneración y pequeña escala hasta hace poco, la necesidad
de almacenamiento térmico y la ausencia de un marco regulatorio adecuado. Todas estas
barreras se ha ido superando y en la actualidad la microcogeneración es viable tanto técnica
como económicamente en el sector residencial. Por una parte, existen pequeños motores,
especialmente alternativos pero también microturbinas, de potencias suficientemente
pequeños como para integrarse en la preparación del ACS de una urbanización o en la
calefacción de una vivienda unifamiliar mediana. El dimensionamiento del almacenamiento
térmico puede hacerse con ayuda de herramientas informáticas adecuadas para determinar la
demanda térmica horaria, y especialmente en el caso de la preparación del ACS, donde la
demanda es predecible. Finalmente, el marco regulatorio establecido en el RD 661/2007
reconoce singularidades propias del sector edificatorio que facilita la penetración de la
cogeneración en el mismo.
En el sector residencial se requiere acumulación térmica para permitir el funcionamiento
continuo del grupo cogenerador aunque no haya demanda térmica. Dicha acumulación puede
llevarse a cabo en materiales de cambio de fase o en agua estratificada. Los primeros
presentan una mayor densidad energética, pero son más caros que el agua. A día de hoy el
sistema mayoritario es el agua estratificada, si bien esta tendencia puede invertirse a favor de
los PCMs cuando la cogeneración se integre con la climatización completa, dado el elevado
volumen que alcanzarían los sistemas de agua.
Dentro de las diferentes formas de integrar la cogeneración en el sector residencial la más
adecuada para los primeros proyectos es la preparación del ACS para grandes urbanizaciones
pues la variabilidad de la demanda es bastante predecible y los volúmenes de los
acumuladores que resultan son similares a los que ya se emplean en la actualidad en los
sistemas centralizados. Otro gran campo de aplicación lo constituyen las redes de distrito,
especialmente a través de ciclos ORC que pueden ser activados a través de calderas de
biomasa.
Para que la cogeneración penetre realmente en el sector residencial se precisa además la
implicación de las empresas de servicios energéticos (ESEs) que además del proyecto se
encarguen de la gestión y mantenimiento de la planta. La legislación actual permite diferentes
modelos de negocio.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 1
1. Introducción
En el Capítulo 1 se concluyó, a partir de un estudio llevado a cabo por el IDAE(1)
, que el
potencial de la cogeneración es España en el sector residencial y terciario en 2020 sería de un
35,6%, siendo el grado de penetración en 2004 del 3%. Estos datos permiten aventurar que si
bien hasta ahora la cogeneración se ha desarrollado mayoritariamente en el sector industrial el
mayor crecimiento en el medio y largo plazo tendrá lugar en el sector residencial y terciario a
través de la microcogeneración, cogeneración de pequeña escala, trigeneración y redes de
distrito. Puede asegurarse que la cogeneración actualmente instalada en estos sectores se
encuentra localizada mayoritariamente en el sector terciario, quedando reducida a proyectos
singulares de demostración la implantada en el sector residencial.
El sector edificatorio (terciario y residencial) está llamado a tener una importante
participación en la cogeneración a medio y largo plazo debido a tres razones: el peso
significativo en la cesta del consumo energético nacional, el desarrollo de tecnologías
adecuadas a precios que comienzan a ser competitivos y el apoyo decidido por parte de la
Administración para el período de aprendizaje tecnológico.
Pese a estas oportunidades el desarrollo de la cogeneración en el sector edificatorio
(especialmente residencial) se enfrenta a dos grandes retos: el correcto dimensionado de los
equipos empleando adecuadamente el almacenamiento energético y la extensión de las
empresas de servicios energéticos que presten el apoyo tecnológico suficiente para el
desarrollo de esta tecnología, logrando que sea aceptada por los usuarios.
En España el desarrollo de la cogeneración en el sector edificatorio ha de pasar también por
un cambio de mentalidad en la sociedad para que ésta acepte soluciones de distrito en las que
una central de poligeneración suministre para una barrio todos los servicios energéticos:
electricidad, calefacción, frío y agua caliente sanitaria, pudiendo hacer también de gestora con
la compañía de gas. Esta central, de un tamaño adecuado, puede ser alimentada no solo por
combustibles fósiles, sino también con biomasa con lo que se emplea la cogeneración como
puente desde los combustibles fósiles hacia un futuro con menos carbono donde las energías
renovables tengan un peso importante.
2. Consumos energéticos en el sector residencial
2.1. Demanda de energía final en España
Desde la década de 1990 el consumo energético de los hogares españoles se ha incrementado
a un ritmo del 2,5% anal, representando en 2004 el 17% del consumo de energía final (2)
. A
efectos comparativos el consumo energético anual de una vivienda tipo en España
(aproximadamente 1,1 tep, es decir, 12,8 MWh) equivale a la energía consumida por un
vehículo diesel medio (6,04 litros/100 km) que recorra en el mismo año 20.000 km.
Desde el punto de vista de las características del consumo en el sector residencial existen dos
peculiaridades que le hacen muy diferente de otros sectores. Por una parte, presenta una muy
baja demanda eléctrica, pudiendo establecerse en tan solo un 22% del total, como refleja la
Tabla 7/1 (2)
. Por otra parte, es un consumo con una fuerte variabilidad, tanto horaria a lo largo
del día como estacional entre unos meses y otros. Esto hace que sea preciso recurrir a sistemas
de almacenamiento térmico y proceder a un dimensionado de las instalaciones “por energía” y
no “por potencia”, como se verá más adelante.
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 2
La Tabla 7/1 muestra el reparto del consumo de energía final en un hogar medio en España en
2004. Se aprecia que los mayores consumos se localizan en la calefacción (41%) y la
preparación del agua caliente sanitaria (26%). Expresado en valores absolutos resulta un
consumo en calefacción de 5.245 kWh-año/hogar y de 3.362 kWh-año/hogar para la
preparación del ACS, siendo el consumo eléctrico medio de 2.815 kWh-año/hogar.
En cuanto a la variabilidad estacional del consumo se muestra un ejemplo en la Figura 7/1 en
la que se ve la demanda de climatización (calor y frío) a lo largo del año en Madrid. Como se
ve, además de variar la energía a lo largo de los diferentes meses, lo hace su tipo (frío o
calor). Además de esta variabilidad estacional existe otra horaria a lo largo del día.
En cuanto al sector terciario los perfiles de demanda se asemejan más al industrial en tanto
que resultan bastante uniformes, al menos en las horas de actividad del edificio (de 8 a 16 al
día). Existe una variabilidad estacional y horaria debida a la climatización, si bien la alta
ocupación de este tipo de edificios hace que pesen más las cargas internas que las
climatológicas, siendo frecuente que las necesidades de calefacción resulten muy bajas, no
siendo extraño tener demanda de refrigeración en invierno. De hecho, el diseño de las plantas
de cogeneración en el sector terciario suele hacerse “por potencia”, como en la industria, sin
recurrir al empleo de almacenamiento energético.
Tabla 7/1. Reparto del consumo de energía final en los hogares españoles (2004). Fuente: IDAE (2).
Usos térmicos [%] Usos eléctricos [%]
Calefacción 41 Electrodomésticos 12
ACS 26 Iluminación 9
Cocina 11 Aire Acondicionado 1
TOTAL térmico 78 TOTAL eléctrico 22
Fig. 7/1. Demanda energética de climatización en Madrid. Fuente: elaboración propia.
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 3
Para desarrollar un proyecto de cogeneración en el sector edificatorio es preciso disponer no
sólo de los consumos diarios o mensuales, sino preferiblemente horarios, especialmente si el
edificio está destinado a uso residencial. En este caso el perfil de demanda de ACS suele ser
bastante predecible, siendo precisa la simulación numérica mediante herramientas adecuadas
para conocer la demanda horaria de climatización.
2.2. Demanda de climatización
La demanda horaria de climatización no resulta sencilla de estimar dado que el cálculo
habitual de las instalaciones de climatización y calefacción se realiza para satisfacer la carga
punta. Incluso el cálculo de grados-día empleado en calefacción (3)
para obtener el consumo
energético anual resulta insuficiente al no obtener la demanda horaria.
La legislación española actual exige, por una parte (4)
, determinar la demanda energética anual
de un edificio existiendo aplicaciones informáticas de uso público, como CALENER (5)
, que
entregan la demanda energética mes a mes. Esta información es un punto de partida, pero de
alguna forma ha de ser extrapolada la demanda horaria con objeto de poder diseñar de forma
apropiada el sistema de almacenamiento. En la actualidad la legislación española también
exige (6)
que las instalaciones no se calculen sólo para satisfacer la carga punta, sino que se
tenga en cuenta su operación anual, motivo por el que es preciso, al menos en edificios
grandes (existe un procedimiento simplificado para los pequeños donde el cálculo horario no
se requiere), disponer de la demanda energética horaria. Existen soluciones informáticas tanto
comerciales como de código abierto (7)
capaces de generar esta información. En la medida en
que el sector de las ingenierías vaya asimilando la legislación cada vez será más frecuente la
realización de este tipo de cálculos y con ello el dimensionado más ajustado de la
cogeneración integrada en el sistema de climatización en el sector residencial.
2.3. Demanda de ACS
La demanda de ACS, al contrario de la de climatización, resulta fácilmente predecible. La
energía requerida en un día para preparar el ACS viene dada por la ecuación (7-1) donde Cd
representa el consumo diario, determinado en la Tabla 7/2, w la densidad del agua (1.000
kg/m3), Cw su calor específico (4,18 kJ/kg-K), Tu la temperatura de uso (habitualmente 60ºC)
y Tr la temperatura del agua de red.
ruwwdd TTCCE (7-1)
La temperatura del agua de red está disponible como media mensual para las diferentes
capitales de provincia españolas (ver Anexo (8)
). La estimación del número de personas en
aplicaciones residenciales se efectúa a partir de la Tabla 7/3.
Para conocer la distribución horaria de la demanda térmica es preciso asumir un cierto perfil
de consumo. Éste no está normalizado, pero puede resultar razonable tomar uno como el
mostrado1 en la Figura 7/2. En él se aprecian tres períodos pico, cuatro valles y unas horas de
ausencia de consumo. Según el número de viviendas la relación de los caudales pico a valle
variará, siendo muy acusada (del orden de 7) con pocas viviendas y más suave (alrededor de
2) con muchas. La Figura 7/3 sugiere una posible distribución de este comportamiento,
denominado frecuentemente factor de simultaneidad (9)
.
1 Adaptado de la referencia (9).
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 4
Tabla 7/2. Consumo diario de ACS (Cd) según usos. Fuente: CTE (4)
Criterio de demanda Consumo diario a 60ºC [litros]
Viviendas unifamiliares 30 por persona
Viviendas multifamiliares 22 por persona
Hospitales y clínicas 55 por cama
Hotel **** 70 por cama
Hotel *** 55 por cama
Hotel/Hostal ** 40 por cama
Camping 40 por emplazamiento
Hostal/Pensión * 35 por cama
Residencia 55 por cama
Vestuarios/Duchas colectivas 15 por servicio
Escuelas 3 por alumno
Cuarteles 20 por persona
Fábricas y talleres 15 por persona
Administrativos 3 por persona
Gimnasios 20 a 25 por usuario
Lavanderías 3 a 5 por kilo de ropa
Restaurantes 5 a 10 por comida
Cafeterías 1 por almuerzo
Tabla 7/3. Número de personas en aplicaciones residenciales. Fuente: CTE (4)
Nº de dormitorios 1 2 3 4 5 6 7 8 > 8
Nº de personas 1,5 3 4 6 7 8 9 9 Nº dormitorios
Fig. 7/2. Perfil típico de caudal demandado de ACS en el sector residencial. Fuente: elaboración propia adaptado
de (9).
0 4 8 12 16 20 24
Tiempo [h]
Caudal in
sta
ntá
neo [dm
3/h
]
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 5
Fig. 7/3. Efecto del número de viviendas en la relación del caudal pico a valle en la demanda de ACS. Fuente:
elaboración propia a partir de (9).
Una vez escalado el perfil mediante el factor de simultaneidad se determina el caudal pico y
valle a partir de las Tablas 7/2 y 7/3, de modo que el área de la Figura 7/2 coincida con el
consumo de agua diaria establecida. Conocido así el caudal instantáneo real demandado se
aplica la ecuación (7-2) para hallar el perfil de potencia térmica instantánea demandada. En
dicha ecuación wQ representa la potencia y wV el caudal.
ruwwww TTCVQ (7-2)
La aplicación de la ecuación (7-2) generará un perfil de potencia para cada mes pues es la
frecuencia con la que se dispone de la temperatura de agua de red.
3. Almacenamiento térmico
3.1. Justificación
La fuerte variabilidad en la demanda térmica en el sector residencial exige el empleo del
almacenamiento térmico para poder diseñar los equipos por demanda térmica y maximizar sus
horas de operación. Así, el diseño óptimo se establecería para la demanda diaria mínima, se
modo que en el resto de días se requiriese un apoyo externo pero siempre pudiese operar la
planta de cogeneración en su punto nominal. Por otra parte, la planta de cogeneración se
diseñaría para satisfacer la demanda energética de dicho día de modo que la energía producida
y no consumida instantáneamente en las horas valle se almacenase para ser consumida, junto
con la producida instantáneamente en las horas pico del mismo día.
La Figura 7/4 muestra un ejemplo de empleo del sistema del almacenamiento. En ella la
demanda de calefacción de un día hipotético, en principio el de menor demanda del invierno,
oscila a lo largo de las horas del día, estando por encima de la media entre las 18.00 y las 6.00
y por debajo entre las 6.00 y las 18.00. El diseño óptimo consistiría en disponer de un motor
que durante las 24 horas del día entregase una potencia térmica constante e igual al valor
medio de la demanda de forma que el excedente de energía producido en el período valle
50 100 150 200 250 3001
2
3
4
5
6
7
Número de pisos
Ratio p
ico/v
alle [
-]
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 6
(entre las 6.00 y las 18.00) se almacenase para ser consumido en el período pico (entre las
18.00 y las 6.00). De este modo, en el período pico el calor suministrado por el motor
procedería de su funcionamiento instantáneo y del almacenado en el período valle anterior.
Fig. 7/4. Necesidad del almacenamiento energético.
Una manera de eliminar las necesidades de almacenamiento térmico es diseñar el grupo
cogenerador adaptado a una demanda valle que sea suficientemente grande como para
consumir instantáneamente su producción térmica. Esto suele ocurrir con micro-equipos que
se acoplan a la demanda de calefacción/climatización integrándose en paralelo con la red de
distribución, tal como ilustra la Figura 7/5.
Fig. 7/5. Integración sin almacenamiento térmico de un micro-motor en el circuito de calefacción.
3.2. Funcionamiento
El proceso de acumulación térmica funciona en base a una fase de carga, en la que la energía
térmica se deposita en el acumulador, y otra de descarga en la que el acumulador entrega la
energía térmica previamente almacenada. Según el perfil de la demanda es posible que
durante tanto la fase de carga como la de descarga el generador térmico también esté
entregando energía térmica a la demanda. En algunas aplicaciones también puede ocurrir que
el generador térmico no funcione en ciertos períodos, extrayendo la demanda entonces toda la
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 7
energía del acumulador, aunque esta situación busca desacoplar el funcionamiento del
generador de las horas de mayor coste de su alimentación2 y por tanto no es una situación
habitual en cogeneración, donde se busca maximizar las horas de trabajo del generador.
La Figura 7/6 muestra un diagrama de principio de un acumulador genérico, en el que pueden
distinguirse tres períodos:
Ausencia de demanda. La válvula de tres vías está en la posición de “carga”
recirculando el fluido secundario por la red de distribución. El acumulador es
recorrido en dirección A-B por todo el fluido secundario que atraviesa el
intercambiador del generador. Se corresponde con la carga al máximo ritmo.
Demanda intermedia. La válvula de tres vías está en una posición intermedia de modo
que la bomba de demanda aspira tanto el fluido que procede del punto A como el que
se recircula. Parte del caudal que ha atravesado el intercambiador de calor de la
demanda se dirige al punto B y parte a la bomba de demanda. En este caso un caudal
menor que el impulsado por la bomba del generador recorre el acumulador en sentido
B-A, retirando energía almacenada, mientras que el caudal que abandona el
intercambiador de calor del generador recorre el acumulador en sentido A-B,
almacenando energía3. Se corresponde con una fase de carga a ritmo bajo.
Demanda punta. La válvula de tres vías está en la posición de “descarga” de modo que
el acumulador es recorrido en sentido B-A por el caudal diferencia entre el de la
bomba de demanda y el de la bomba del generador. El caudal sobrante de la bomba de
demanda se dirige al intercambiador del generador para retirar la energía de modo
instantáneo. En esta fase se produce la descarga del acumulador a un ritmo mayor que
el máximo de carga.
Generador
calor/frío
Demanda
calor/frío
Carga
DescargaBomba
generador
Bomba
demanda
Acumulador
A
B
Fig. 7/6. Esquema de principio de la acumulación térmica.
2 Como en los sistemas centralizados de producción de frío por máquinas de compresión eléctricas, que producen
frío por la noche para emplearlo por el día, aumentando así el consumo eléctrico en períodos de tarifa valle y reduciéndolo en los de punta.
3 Realmente el caudal diferencia entre el del generador y el que la demanda envía hacia B recorre el acumulador
en sentido A-B, con un efecto global de carga a ritmo lento.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 8
Según el tipo de instalación algunos de los elementos pueden variar, aunque el principio de
funcionamiento se mantiene. El esquema de la Figura 7/6 es bastante fiel a instalaciones
donde la demanda se produzca en circuito cerrado, es decir, se consuma energía térmica, pero
no agua (calefacción/climatización). Por el contrario, en sistemas donde la cogeneración sólo
cubra la demanda de ACS el acumulador será de mezcla, no existirá la válvula de tres vías y
se tomará agua de la red que renovará periódicamente el fluido secundario.
3.3. Tecnologías
Existen dos tecnologías fundamentales para el almacenamiento térmico en el sector
edificatorio: materiales de cambio de fase (almacenamiento latente) y agua estratificada
(almacenamiento sensible).
3.3.1. Almacenamiento latente
El almacenamiento en materiales de cambio de fase se aprovecha de la elevada entalpía de
fusión-solidificación de los materiales (calor latente) como procedimiento de acumulación.
Así, si se pretende almacenar calor en la fase de carga una masa sólida de un cierto material se
funde, para en la fase de descarga solidificarla al retirar el calor almacenado. Si se pretendiese
almacenar frío el proceso sería el contrario, es decir, en la fase de carga se solidificaría el
material para en la fase de descarga fundirlo.
El sistema latente de almacenamiento más común es el almacenamiento en hielo, que es usado
en grandes redes de distrito para climatización especialmente en Estados Unidos. Además del
agua pueden emplearse otros materiales, llamados genéricamente “materiales de cambio de
fase” (PCM en inglés), y que presentan la peculiaridad de tener una temperatura de fusión
superior a 0ºC, pudiendo usarse por tanto para acumulación de calor. Generalmente son
mezclas de parafinas con otros materiales en las que variando la concentración se consigue
una temperatura de fusión a presión ambiente diferente. En cuanto a la densidad energética, es
decir, la energía almacenable por unidad de volumen, es de unos 50 kWh/m3 en los PCM, que
asciende a 80 kWh/m3 en el caso del hielo.
Existen fundamentalmente dos implantaciones tecnológicas. La más habitual es la
denominada de baterías, que se correspondería con el esquema mostrado en la Figura 7/6. En
ella el material se va solidificando en el exterior de los tubos que están sumergidos en él y por
los que circula el fluido secundario (agua con o sin anticongelante). Otra forma consiste en
encapsular el material en pequeñas bolas que llenan el depósito de modo que el agua circula
por los huecos. En grandes volúmenes es un sistema más barato al eliminar el coste de la
batería.
En el caso del hielo con sistema de batería (también se puede emplear encapsulado) se recurre
a una configuración mixta como la mostrada en la Figura 7/7. Durante la fase de carga la
bomba de recirculación envía agua sobre la batería del generador de hielo, de modo que éste
se va formando en el exterior de los tubos. Cuando el hielo formado tiene un espesor
suficiente se invierte el ciclo del refrigerador y se hace pasar fluido frigorífico caliente por la
batería de modo que el hielo se fisura y cae al depósito de agua, quedando flotando en la
misma. En la fase de descarga la bomba del agua enfriada aspira agua líquida de la parte
inferior del tanque y la pasa por la carga a combatir, con lo que el agua retorna a mayor
temperatura y así es rociada por el generador de hielo (que podría estar funcionando o no)
cayendo al tanque. Al caer sobre el hielo flotante lo atraviesa, fundiéndolo poco a poco y con
ello refrigerándose, llegando así al fondo nuevamente fría para repetir el ciclo.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 9
Fig. 7./7. Esquema de un acumulador de hielo. Fuente: (10)
3.3.2. Almacenamiento sensible
En el almacenamiento sensible el agua, fría o caliente, siempre es líquida y la energía
acumulada depende de la diferencia de temperatura alcanzada. Para hacer eficiente el
almacenamiento el tanque se toma de gran altura y se evitan los remolinos y las agitaciones
del agua de modo que se favorezca la estratificación de temperaturas. De este modo el agua
caliente quedará ocupando la parte superior del tanque y la fría la inferior, separadas ambas
por una capa no muy gruesa denominada “termoclina”.
El buen funcionamiento del sistema exige que cuando el depósito esté cargado no todo él esté
a la misma temperatura, sino que existan dos zonas diferenciadas, una caliente y otra fría. Se
va a explicar el caso para acumulación de agua caliente, pero las ideas son extrapolables a la
acumulación de agua fría. En todo caso, para un edificio sería viable acumular sólo agua
caliente y en verano emplear dicho agua como foco caliente para las máquinas de absorción.
Para el cálculo de la máxima energía almacenable en un depósito de agua caliente
estratificada se puede recurrir a la ecuación (7-3) (9)
, donde Va es el volumen del acumulador
y tp es la temperatura de preparación del agua. En el caso frecuente de que la temperatura de
preparación coincida con la de uso se obtiene la ecuación (7-4) que indica que el 60% del
volumen está cargado con la temperatura uniforme de uso.
rupaww tttVCEA 6,04,0max (7-3)
ruaww ttVCEA 6,0max (7-4)
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 10
En al caso de almacenamiento para agua de calefacción, con unas temperaturas de uso/retorno
de 83ºC/63ºC el agua estratificada tendría una densidad de acumulación de 14 kWh/m3,
mientras que si la acumulación se realiza para el ACS, con unas temperaturas de uso/red de
60ºC/14ºC dicha densidad asciende a 32 kWh/m3. Comienza a intuirse, por tanto, que la
integración del sistema de cogeneración sólo con el ACS va a resultar en general más
ventajosa que con el sistema completo de climatización, al menos en el sector residencial (el
terciario puede operar sin almacenamiento).
3.4. Integración
En la sección anterior se han visto los diferentes sistemas de acumulación térmica. En la
actualidad el más común es el de agua estratificada que aunque sea más voluminoso resulta
más económico. Por otra parte, si la integración de la cogeneración sólo cubre el ACS la
densidad energética es algo más de la mitad de los PCM.
La Figura 7/8 muestra la integración de la planta de cogeneración con su correspondiente
sistema de acumulación para producir la calefacción y el ACS del edificio. En la Figura 7/9 se
muestra la integración sólo en el sistema de producción de ACS. El caso de integrar también
la cogeneración con la producción de frío (trigeneración) sería similar al primero si la energía
térmica que se almacena es calor que posteriormente acciona la máquina de absorción. En este
caso habría que añadir como sistema de apoyo máquinas de compresión. En las figuras citadas
se observa que siempre existe un sistema de apoyo de manera que la cogeneración se
dimensionará para satisfacer la demanda más baja, maximizando así sus horas de
funcionamiento.
En una implantación real no se instala un único depósito de almacenamiento por agua
estratificada de gran altura por problemas de espacio. En su lugar se conectan varios depósitos
en serie, de modo que equivalgan a una gran columna simulando las conexiones la
estratificación. Las Figuras 7/10 y 7/11 muestran el detalle de este conexionado para las dos
integraciones descritas.
Fig. 7/8. Integración de la cogeneración para producir calefacción y ACS
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 11
.
Fig. 7/9. Integración de la cogeneración para producir sólo ACS
Fig. 7/10. Conexión de los depósitos de agua caliente estratificada para su integración en calefacción y ACS (ver
Figura 7/8).
Impulsión
calefacción/primario ACS
Retorno
calefacción/primario ACS
De los generadores
térmicos
A los generadores
térmicos
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 12
Fig. 7/11. Conexión de los depósitos de agua caliente estratificada para su integración en y ACS (ver Figura 7/9).
4. Criterios de diseño
La penetración de la cogeneración en el sector edificatorio ha seguido dos velocidades.
Dentro de la poca penetración que ha tenido, a día de hoy es en el sector terciario donde más
experiencias ha habido, siendo casi inexistentes en el sector residencial. Tres han sido las
razones para este desigual desarrollo: ausencia de tecnologías adecuadas, necesidad de
almacenamiento térmico y falta de políticas de apoyo.
Hasta hace pocos años no existían tecnologías de generación de tamaño reducido para el
sector residencial. Aunque desde hace tiempo estaban disponibles comercialmente las
microturbinas de gas, éstas requerían elevadas inversiones y tanto las potencias térmicas como
su temperatura resultan algo elevadas para lo requerido. Por otra parte, las temperaturas de sus
calores residuales se adaptan muy bien a máquinas de absorción, pero en el sector residencial
no resulta mayoritaria la demanda de climatización centralizada, por el momento. Ha sido a
raíz de la disponibilidad comercial de pequeños motores alternativos (micromotores) cuando
se espera que el mercado residencial responda. Hay motores muy pequeños (5 kWe/12,5 kWt)
que permiten su integración en la preparación del ACS de una urbanización o en la
calefacción de una vivienda unifamiliar de tamaño medio, lo que facilita su penetración.
Otro condicionante importante que ha actuado como freno en la expansión de la cogeneración
en el sector residencial ha sido la necesidad del almacenamiento energético. Su cálculo
detallado, si el sistema se quiere integrar en la climatización, exige unas herramientas de
cálculo no disponibles hasta hace poco tiempo. Como se ha dicho antes, las nuevas
legislaciones técnicas van exigiendo la necesidad de elaborar estos tipos de cálculos para
dimensionar adecuadamente las instalaciones, con lo que las Ingenierías irán adquiriendo
estas capacidades. Una vez dominadas estas capacidades será preciso disponer de grandes
espacios para albergar los grandes volúmenes de almacén térmico, con lo que será preciso
tenerlo en cuenta desde el diseño del edificio de modo que se puedan enterrar los tanques de
agua caliente. Una excepción a esto lo constituye el almacenamiento para integrar la
cogeneración en el sistema de ACS, donde el volumen requerido viene a coincidir con el ya
empleado en un sistema centralizado, lo que hace que casi la única modificación en el cuarto
técnico sea la inclusión del micromotor.
En cuanto a las políticas de apoyo, aunque serán desarrolladas más adelante, hay que reseñar
que son decisivas en estos primeros estadios de desarrollo de la cogeneración en el sector
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 13
residencial. Por una parte, las tecnologías (principalmente las microturbinas, pero también los
micromotores) requieren un apoyo económico hasta que las producciones sean de gran escala.
Por otra, hay una razón técnica que se ha de tener presente, y es la fuerte estacionalidad que
puede presentar la demanda térmica. Eso hace que el rendimiento eléctrico equivalente pueda
no ser alcanzado en alguna temporada, normalmente en verano. En este sentido el RD
661/2007 establece dos semestres de cálculo (verano e invierno), permitiendo a la
cogeneración funcionar aunque esté por debajo del rendimiento eléctrico equivalente
requerido, aunque limitando en ese caso los ingresos por venta de energía eléctrica.
Finalmente, en el sector residencial no existe un equipo de técnicos de mantenimiento en el
edificio, por lo que el desarrollo de empresas de servicios energéticos especializadas es
importante para mantener los equipos dejando al margen a los usuarios de los problemas
tecnológicos.
4.1. Sector terciario
El sector terciario sigue unos criterios de diseño muy similares a los de la industria, siendo
esta la razón por lo que la cogeneración en la edificación se ha desarrollado más aquí. Dado
que la demanda suele ser grande las instalaciones de cogeneración son de tamaño estándar
(pueden ser de pequeña escala, pero en general no de microcogeneración) y además la
variabilidad es reducida, con lo que no se requiere almacenamiento térmico.
Los criterios de diseño, por tanto, son los habituales ya vistos: diseñar por demanda térmica y
maximizar las horas de funcionamiento, para lo que será preciso dimensionar la planta para la
demanda valle y recurrir a sistemas de apoyo para las puntas.
En el sector terciario sí es importante la necesidad de climatización (frío), con lo que se suele
recurrir a máquinas de absorción. Al ser los grupos de cogeneración grandes los calores de
los humos de los motores alternativos son adecuados incluso para accionar máquinas de doble
efecto.
4.2. Sector residencial
4.2.1. Criterios generales
El diseño en el sector residencial difiere totalmente del terciario por la necesidad del
almacenamiento térmico. Siguen siendo válidos los criterios de dimensionar por demanda
térmica y maximizar las horas de uso.
El correcto dimensionado del almacenamiento térmico requiere el conocimiento preciso de la
demanda térmica horaria. Hoy día existen herramientas que permiten obtenerla para el caso de
climatización. Sin embargo, en el caso de la preparación del ACS resulta predecible de forma
sencilla, como se vio en secciones anteriores. Es por ello que en esta sección se va a detallar
un procedimiento para el cálculo del sistema de cogeneración integrado exclusivamente en la
preparación de ACS. La metodología es extrapolable a la climatización completa sin más que
disponer de las demandas horarias. Desde un punto de vista práctico, no obstante, la
recomendación sería comenzar a introducir la cogeneración en el sector residencial a partir
sólo de la preparación del ACS, para una ve que se domine la tecnología extrapolarla a la
climatización completa.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 14
4.2.2. Dimensionado de la cogeneración para integración en ACS
El primer paso para integrar la cogeneración en la preparación del ACS es seleccionar el mes
de mayor temperatura del agua de red. Este mes será el de menor demanda térmica, por lo que
al estar el motor dimensionado para satisfacer sólo la menor demanda siempre estará en
funcionamiento, requiriendo en los demás meses un sistema de apoyo. Desde el punto de vista
de la viabilidad económica es preferible un motor pequeño que opere todas las horas y que no
cubra el 100% de la demanda a un motor más grande que cubra el 100% de la demanda pero
que tenga que estar parado o bien disipando calor.
Una vez seleccionado el mes de diseño se impone que la energía térmica producida por el
motor funcionando 24 horas satisfaga completamente la energía demandada en un día, tal
como muestra la ecuación (7-5) en la que mQ representa la potencia térmica del motor y td las
horas de funcionamiento diario (24 h). A partir de la potencia térmica obtenida se selecciona
el motor adecuado.
ruwwddm TTCCtQ (7-5)
El paso siguiente es seleccionar el tamaño adecuado del acumulador, lo que exige la
aplicación de un balance energético que será usado también para la determinación de las
prestaciones energéticas del sistema. El dato principal para este cálculo es un perfil de
demanda. En lo que sigue se asumirá el dado en la Figura 7/2 y completado con la 7/3.
El balance energético se aplica al acumulador en fracciones de tiempo (duración de períodos
pico y valle de la demanda) teniendo en cuenta la energía remanente de la hora anterior, la
que aporta el motor durante la hora actual y la demandada en esa hora. El resultado de estas
entradas y salidas genera la energía que queda en el acumulador al inicio del período
siguiente, la que debe aportar el sistema de apoyo o la que se ha de disipar (que será nula si el
diseño es correcto). Matemáticamente esto se sintetiza en la ecuación (7-6) en la que tn es la
duración del período considerado, nwV , es el caudal de ACS demandado en el período y εn es
una variable que establece el resultado del balance según la Tabla 7/4.
max,1 EATTCtVtQEA nruwwnnwnmn (7-6)
Tabla 7/4. Energía disipada (ED), suministrada por sistemas de apoyo externos (EE) y almacenada (EA) en el
período de tiempo de aplicación de la ecuación (7-6).
nED nEE nEA
0n 0 n 0
10 n 0 0 maxEAn
n1 max1 EAn 0 maxEA
La aplicación de la ecuación (7-6) se realiza en dos fases, una para dimensionar el acumulador
(DISEÑO) y otra para obtener la operación del sistema (OPERACIÓN).
Fase de DISEÑO:
1. Se selecciona el mes de mayor temperatura de agua de red.
2. Se determina el tamaño del motor según la ecuación (7-5).
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 15
3. Se asume un valor para la máxima energía almacenada (por ejemplo, 10 horas de
funcionamiento continuo del motor).
4. Se asume un valor nulo para la energía almacenada al final del último valle de
demanda (23.00 según el perfil supuesto).
5. Se aplica la ecuación (7-6) lo largo de 24 horas según el perfil supuesto.
6. Se obtiene, por sumatorio, la energía disipada ese día y la energía suministrada por los
equipos de apoyo.
7. Se retoca4 la energía máxima almacenada y se vuelve al punto 3 hasta que la energía
disipada en un día y la suministrada por los equipos de apoyo sea nula.
El diseño será óptimo cuando se halle el mínimo valor de energía máxima acumulable que no
disipe nada de energía y que no requiera apoyo externo. Valores mayores de capacidad de
almacenamiento suponen desperdiciar espacio (aunque habrá que considerar un margen de
seguridad y adaptarse a tamaños comerciales) y menores requieren apoyo y disipación (no se
logra almacenar todo el excedente de energía producida en los valles y por ello es preciso
aportar energía en las puntas). Finalmente, el volumen del depósito acumulador se determina
a partir de la ecuación (7-4).
El procedimiento anterior es posible compactarlo. Así, teniendo en cuenta las ecuaciones (7-
5) y (7-6) se obtiene la (7-7), en la que sustituyendo la ecuación (7-4) se concluye que el
volumen del depósito acumulador es independiente de la temperatura del agua de red para una
temperatura de uso (preparación) dada.
ruwwnd
nwnn TTCtC
VEAEA
24,max1 (7-7)
Aplicando la ecuación (7-7) al perfil de consumo considerado se obtiene la ecuación (7-8),
donde Nv representa el número de viviendas, Np el de personas por vivienda y Cdu el consumo
diario por persona. Por tanto, si se considera válido el perfil de demanda dado en las Figuras
7.2 y 7.3 la iteración de la fase de DISEÑO se puede sustituir por la aplicación de la ecuación
(7-8). En el caso de imponer un perfil diferente será preciso seguir los pasos descritos en la
fase de DISEÑO.
pduv NCNV 3843,0179,8 (7-8)
Fase de OPERACIÓN
Seleccionado ya el volumen de acumulación real (adaptado a tamaños comerciales), que habrá
de ser algo superior al determinado en la fase de DISEÑO, se procede a aplicar la ecuación
(7-6) a la temperatura del agua de red de cada mes del año obteniendo así la necesidad de
energía demandada a lo largo del año y el grado de cobertura de la demanda alcanzado con el
sistema de cogeneración.
La aplicación de la ecuación (7-6) no es realmente necesaria pues si el diseño se ha efectuado
en la forma recomendada el volumen del acumulador es tal que no se producirá disipación.
Así, el balance energético para cada mes vendrá dado por las ecuaciones (7-9) y (7-10) donde
el subíndice “m” indica el mes concreto y Dm los días de dicho mes.
4 Si existe energía disipada y de apoyo EAmax se aumenta; si la energía disipada y de apoyo son nulas EAmax se
reduce.
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mruwwdm DTTCCE (7-9)
mdmmm DtQEEE (7-10)
4.2.3. Validación experimental
Con objeto de verificar experimentalmente el criterio de dimensionado del acumulador se ha
construido una instalación experimental (10)
consistente en un motor alternativo de 5,5 kWe y
10,8 kWt con 3 depósitos de 750 litros sobre la que se ha simulado la demanda de 100
viviendas con 3 personas cada una.
La Figura 7/12 muestra los resultados experimentales de las diferentes potencias implicadas a
lo largo de un día. Se aprecia que el motor entrega potencia de forma constante (línea negra),
siendo ésta algo superior a la potencia valle demandada (línea roja). Debido a la interacción
entre el motor y el sistema de almacenamiento la planta de cogeneración satisface
parcialmente la demanda (línea azul), debiendo ser apoyada por un sistema auxiliar (línea
verde) para lograr la satisfacción completa.
Fig. 7/12. Potencias térmicas medidas a lo largo de un día en los ensayos.
Se han instrumentado los depósitos de acumulación midiendo la temperatura en cada tercio de
los mismos, lo que ha permitido calcular la energía térmica acumulada. La Figura 7/13
muestra la evolución de la energía térmica acumulada a lo largo del día:
Desde las 23.00 hasta las 5.00, sin ninguna demanda, se produce almacenamiento de
energía al máximo ritmo.
Entre las 5.00 y las 7.00 se produce el primer valle de demanda. Dado que la potencia
térmica entregada por el motor excede un poco dicha demanda el almacenamiento
térmico prosigue (A a B) pero con una pendiente mucho menor.
Entre las 7.00 y las 9.00 (B a C) se produce el primer pico de demanda, lo que impone
el primer período de descarga.
Entre las 9.00 y las 15.00 (C a D) se produce el segundo período valle en el que se
realiza una carga del depósito al mismo ritmo que en el período A-B.
Entre las 15.00 y las 16.00 (D-E) se produce el segundo período pico que supone la
segunda descarga del depósito con la misma pendiente que en el caso B-C.
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 17
Entre las 16.00 y las 21.00 (E-F) se produce el penúltimo período valle, con una tasa
de carga como la de los períodos anteriores.
Entre las 21.00 a 22.00 (F-G) se produce el último período punta con la consiguiente
descarga del depósito.
Entre las 22.00 y las 23.00 se produce el último período valle en el que se inicia la
fase de carga a una tasa lenta.
El comportamiento global del sistema de acumulación es correcto, pero se observan algunos
detalles anómalos, explicables por las restricciones de la instalación experimental.
Fig. 7/13. Evolución de la energía acumulada a lo largo de un día en los ensayos.
Dado que la temperatura a la que el motor entrega el agua (56ºC de media) es algo inferior a
la temperatura de preparación establecida (60ºC) se observa en la Figura 7/12 un
funcionamiento mantenido del sistema de apoyo siempre que hay demanda. La potencia de
dicho apoyo se ve incrementada en los períodos de demanda pico de forma complementaria al
aporte de energía desde el sistema de cogeneración. Resulta extraño, sin embargo, que al final
del primer período pico (punto C) quede una cierta energía acumulada (7 kWh) y pese a ello
sea preciso aportar energía desde el sistema exterior. La razón a esto se encuentra en las
limitaciones al ritmo de descarga impuestas por la instalación.
La Figura 7/14 recoge la designación de las diferentes zonas de los acumuladores,
mostrándose en la Tabla 7/5 la distribución de la energía almacenada en cada zona durante el
inicio y fin de cada período punta. Finalmente, la Tabla 7/6 muestra la duración de los
períodos punta con la distribución de caudales en los mismos. Durante el primer período
punta (B-C) el volumen retirado por el caudal que circula por los acumuladores desde F3
hacia A1 es de:
622,3 x 2,085 = 1.297,5 litros
Dicho volumen equivale a:
1.297,5 / (750/3) = 5,19 tercios de depósito
Por tanto, si de la energía acumulada en el instante B se retira la contenida en los 5,19 tercios
de acumulador, comenzando desde A1, resulta que se han tomado 57,71 kWh, quedando en el
acumulador 7,79 kWh, valor coherente con el encontrado en C en el conjunto de los
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AHORRO DE ENERGÍA Pág. 18
acumuladores. Cálculos similares pueden establecerse en los otros dos períodos pico. El
conjunto de la energía de apoyo medida resulta ser de 81,6 kWh, mientras que la aplicación
de la fase de OPERACIÓN arroja 71,7 kWh. La diferencia, 9,9 kWh, coincide sensiblemente
con la suma de la energía remanente en los acumuladores al final de cada período pico (9,3
kWh) y que no pudo ser extraída por ser el caudal que los atravesaba algo menor que el
esperado.
Fig. 7/14. Designación de las zonas de los acumuladores en la instalación experimental.
Tabla 7/4. Distribución de la energía almacenada en cada período punta [kWh]
B C D E F G
A1 11,49 4,19 10,85 0,78 7,91 0,17
C1 11,49 1,65 5,91 0,35 1,27 0,09
F1 11,49 0,70 1,77 0,26 0,29 0,09
A2 11,10 0,12 0,43 0,03 0,09 0,00
C2 10,54 0,09 0,12 0,09 0,03 0,03
F2 8,42 0,09 0,09 0,09 0,06 0,06
A3 0,67 0,06 0,06 0,06 0,03 0,03
C3 0,20 0,09 0,06 0,03 0,06 0,06
F3 0,06 0,03 0,00 0,03 0,00 0,03
Total 65,5 7,0 19,3 1,7 9,7 0,6
Tabla 7/5. Caudales y duración de los períodos punta.
BC DE FG
Qm [dm3/h] 298,5 296,4 285,7
Qd [dm3/h] 920,8 913,0 909,3
Qd-Qm [dm3/h] 622,3 616,6 623,7
Duración [h] 2,085 1,08 1,105
La razón por la que el caudal que atraviesa los acumuladores en el período de descarga
máxima es menor de lo previsto hay que buscarla en las limitaciones de la instalación. Así, la
demanda no es una red de distribución real de ACS, sino simplemente una descarga a presión
ambiente del agua caliente producida. Esta descarga hace que el caudal que atraviesa el
secundario del intercambiador de calor aumente y al estar fijado el caudal demandado el
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 19
caudal que pasa realmente por los acumuladores es menor que el esperado. El caudal medido
que recorre el secundario del intercambiador en los períodos valle (A-B) es de 231,5 dm3/h,
que asciende hasta 298,5 dm3/h en el primer período pico (B-C).
La Tabla 7/4 pone de manifiesto también la distribución de la energía en los acumuladores
cargados y descargados. Así, al final del máximo período de carga (B) se aprecia que el
primer deposito está totalmente lleno de agua caliente; el segundo tiene casi los 2/3 superiores
y el tercero contiene prácticamente agua fría. Esta distribución es consistente con que sólo el
60% del volumen contiene agua caliente, tal como se supuso en el método de diseño. En los
instantes D y F la cantidad de energía almacenada es menor debido a que se almacenó energía
durante menos tiempo y a la tasa menor, es decir, en presencia de consumo valle.
Por tanto, las anomalías entre las medidas y lo esperado quedan justificadas desde las
limitaciones del ensayo y se concluye que el procedimiento propuesto es válido para el
dimensionado de un sistema de cogeneración para la preparación de ACS en el sector
residencial.
5. Redes de distrito
Las redes de distrito son una forma eficiente de satisfacer la demanda térmica de un barrio o
una pequeña población, cubriendo además parte de la demanda eléctrica y exportando a la red
la electricidad no consumida. Se encuentran muy extendidas en países del Este de Europa, así
como en Norteamérica. Tradicionalmente están basadas en centrales con turbinas de vapor
que o bien producen la energía térmica a partir de extracciones intermedias y condensan en
vacío o bien condensan a contrapresión produciendo el calor útil en el condensador.
La ventaja de las centrales de vapor es que al ser máquinas de combustión externa son muy
flexibles en cuanto al combustible empleado, siendo aprovechada esta circunstancia desde
hace algunos años para alimentarlas con energías renovables, especialmente biomasa.
Con objeto de reducir el tamaño de la instalación e incluso adaptarse a pequeñas poblaciones
las centrales de vapor tradicionales están siendo sustituidas por ciclos ORC (11)
, con las
ventajas ya expuestas en un capítulo anterior. En esta aplicación la caldera de biomasa cede su
calor a un aceite térmico que es el encargado de cederlo a su vez al ciclo ORC. Muchas de
estas centrales emplean como fluido orgánico un aceite silicónico, con propiedades similares
al tolueno, que aunque presenta un excelente comportamiento termodinámico presenta el
inconveniente de condensar a vacío, incluso a las temperaturas de esta aplicación (100 a
120ºC). De hecho, en la literatura hay descritos problemas de operación asociados a la purga
del circuito para retirar el aire que entra, al no disponer estos ciclos de desgasificador (12)
.
Desde el punto de vista del diseño, dado el elevado consumo en estas plantas no se requieren
sistemas de almacenamiento, pasado a ser el diseño similar al del sector terciario aunque más
sencillo dado el gran número de usuarios que tiende a uniformizar la demanda.
6. Marco regulatorio
Las peculiaridades del sector residencial, y en menor medida del terciario, requieren unas
medidas de apoyo específicas. Sensibles a esta demanda la Administración incluyó una serie
de medidas específicas para el sector de la edificación en el RD 661/2007:
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 20
El rendimiento eléctrico equivalente no se evalúa anualmente si no en dos semestres
(invierno y verano).
En climatización se considera calor útil la demanda satisfecha, ya sea de frío o de
calor.
La primera medida permite permanecer en el Régimen Especial aunque no se cumpla el
rendimiento eléctrico equivalente mínimo. Así, se establece que en cada semestre de
evaluación se determine la energía eléctrica correspondiente al mínimo REE, denominada
EREE0, Ecuación (7-11). Si la energía eléctrica producida es inferior a dicha cantidad se paga
toda ella a la tarifa establecida; en caso contrario (es decir, se ha operado con un REE inferior
al mínimo) sólo se abona la energía eléctrica EREE0 y se permite la permanencia en el
Régimen Especial (en cualquier otro sector supone la expulsión del Régimen Especial). Esta
medida permite operar cuando la demanda térmica es reducida, como puede pasar en verano
en climas fríos o en invierno en climas templados. Esto puede expresarse matemáticamente
según la Ecuación (7-12).
min
011
ReREE
fH
VE
e
REE (7-11)
00
0
si
si _
REEeREE
REEe
EETE
EEefiCompTEVE (7-12)
La segunda medida fomenta el empleo de máquinas de absorción de doble efecto ya que con
las de simple el calor aprovechado del motor sufre una penalización en el calor útil del orden
del 60% (COP típico de máquinas de absorción de agua/bromuro de litio de simple efecto).
Además de estas medidas específicas del sector edificatorio hay otras medidas relevantes para
el sector residencial:
Mejores tarifas para máquinas pequeñas, que contribuyen a facilitar la penetración de
la microcogeneración y cogeneración de pequeña escala.
Rebaja en un 10% del REE mínimo en máquinas pequeñas, lo que permite aumentar
en complemento por eficiencia.
Actualización automática trimestral de tarifas según el precio del combustible y el
IPC en el caso del gas natural, combustible habitualmente empleado en el sector
residencial.
Además de las medidas establecidas en el RD 661/2007 el Código Técnico de la Edificación
(CTE) (4)
establece la obligatoriedad de alcanzar una cobertura solar mínima en la preparación
de ACS, que puede ser reemplazada por energías renovables y por cogeneración. De esta
manera se presta un apoyo inestimable a la cogeneración para la preparación de ACS, uno de
los terrenos más apropiados para iniciar la penetración de la cogeneración en el sector
residencial.
7. Empresas de servicios energéticos
En el sector terciario puede ser asumible pensar en un personal de mantenimiento que se
encargue de la planta de cogeneración. Sin embargo, eso es impensable en el sector
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 21
residencial. Es ahí donde las empresas de servicios energéticos (ESEs) están llamadas a jugar
un papel relevante.
Hasta la aparición de la cogeneración en el sector residencial las ESEs se encargaban de llevar
a cabo una auditoría energética, detectar las posibilidades de ahorro energético y establecer un
contrato en el que su retribución iba asociada a los ahorros económicos derivados de los
ahorros energéticos propuestos. El papel que habrían de jugar con la cogeneración sería más
integral, abarcando desde la realización y ejecución del proyecto, hasta su operación y su
mantenimiento. Podrían incluir también un servicio integral de suministro de toda la energía
consumida mediante la intermediación con las compañías de servicios.
En la actualidad la actividad de las ESEs está regulada, existiendo un registro de las mismas.
Su actividad se enmarca en el ámbito del desarrollo de proyectos de mejora de la eficiencia
energética, desarrollándola asumiendo un riesgo económico. Así, sus servicios se abonarán en
base a los ahorros logrados con las medidas propuestas. Dicho de otro modo, la ESE ha de
garantizar los ahorros calculados ofreciendo un servicio de calidad en términos de eficiencia y
rentabilidad para el cliente.
El riesgo asumido por la ESE puede ser de dos tipos. Por una parte, es inherente al cálculo del
ahorro y siempre ha de ser asumido por la ESE; por otra, se puede incurrir en un riesgo de la
inversión si la ESE asume la financiación de la misma. No es obligatorio que la ESE realice la
inversión (salvo en contratos con la Administración Pública), existiendo diversas modalidades
de contrato (12)
. Así, en cogeneraciones para preparación de ACS se verá más adelante que los
propietarios perfectamente pueden asumir la inversión dado el volumen de viviendas a las que
se aplica.
Por tanto, las empresas de servicios energéticos pueden encontrar en la cogeneración en el
sector residencial una oportunidad de desarrollo de su negocio no sólo en el proyecto de la
planta sino en la explotación y mantenimiento de la misma. Esta actividad la pueden conjugar
con las otras llevadas a cabo hasta el momento de intermediación con las compañías
suministradoras y de mejora de eficiencia energética. Como se verá en los casos estudio se
pueden plantear diferentes modelos de negocio viables económicamente a partir del marco
tarifario establecido.
8. Casos estudio
8.1. Sector terciario
Como ya se ha comentado, las cogeneraciones en el sector terciario pueden dimensionarse
con criterios de la industria, es decir, sin recurrir al almacenamiento dado que el gran volumen
del edificio tiende a uniformizar las demandas. En este primer caso se van a analizar
diferentes soluciones para satisfacer las demandas de un hospital. Entre las soluciones
adoptadas se valorará la inclusión de la trigeneración, así como adaptarse correctamente a la
menor demanda.
Los datos de demanda del hospital son:
Demanda de electricidad para usos diferentes a la climatización: 350 kW durante
8.760 horas al año.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 22
Demanda final para preparación de ACS: 50 kW durante 8.760 horas al año. Esa
demanda final se satisface quemando gas natural con una eficiencia de 85%.
Demanda final de calefacción: 600 kW durante 3.000 horas al año. Se satisfacen
quemando gas natural el calderas del 85% de eficiencia.
Demanda térmica final de refrigeración: 500 kW durante 2.000 horas al año (800 en
el segundo trimestre y 1.200 en el tercero). Se satisfacen con unidades de compresión
mecánica. La demanda eléctrica para alimentar los compresores es de 125 kW.
Se va analizar la viabilidad de dos motores alternativos cuyas características se dan en la
Tabla 7/6. La máquina de absorción para las opciones con trigeneración supone una inversión
de 140 €/kW con un mantenimiento de 3 €/MWh. La electricidad se compra a 115 €/MWh y
el gas natural a 35,4 €/MWh.
En cuanto al Régimen Especial, la tarifa básica aplicable al motor A es de 127,116 €/MWh y
la del motor B de 104,352 €/MWh. En ambos casos Cn es de 18,133 €/MWh y el REE
mínimo de 49,5 %.
La tasa nominal de incremento del coste del combustible se toma en el 5% y para el
mantenimiento del 2,5%; la inflación del 4% y la tasa de descuento del proyecto del 10%.
Tabla 7/6. Prestaciones de los motores de cogeneración para el caso del hospital.
Motor A Motor B
Potencia eléctrica [kW] 500 900
Calor útil [kW] 650 1.050
Rendimiento [%] 36 37
Inversión [€] 603.822 1.021.649
Coste Mantenimiento [€/MWh] 10 10
Vida útil [años] 15 15
8.1.1. Caso 1: Ajuste a la demanda de calefacción
Durante los trimestres de invierno la potencia requerida para calefacción y ACS es de 650
kW, por lo que resulta adecuado el motor A. Durante los trimestres de invierno (primero y
cuarto) la utilización del motor, dado que se asume que no hay almacenamiento, es de 1.500
horas cada uno. Los cálculos energéticos de cada trimestre son:
MWh 7501000/500.1500 E
MWh 9751000/500.1)50600( V
PCS-MWh 273.11000/500.111,1
85,0
650ER
PCS-MWh 313,211,136,0
750Q
La Tabla 7/7 muestra el balance energético trimestral. Según eso el rendimiento eléctrico
equivalente resulta:
75,0
9,0
950.1
11,1
626.4
500.1
REE
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 23
donde se observa que el consumo de combustible se ha expresado referido al PCI, según la
normativa. Dado que el REE supera ampliamente el mínimo se retribuirá toda la electricidad
producida aplicando un complemento por eficiencia a la tarifa básica. De hecho, el techo de la
electricidad retribuible resulta de:
MWh 500.1 MWh 860.2
495,0
1
36,0
19,0
950.1
REEoE
Tabla 7/7. Balance energético trimestral en el caso 1.
E [MWh] V [MWh] ER [MWh-PCS] Q [MWh-PCS]
Trimestre 1 750 975 1.273 2.313
Trimestre 2 0 0 0 0
Trimestre 3 0 0 0 0
Trimestre 4 750 975 1.273 2.313
La tarifa aplicable a la electricidad evacuada a red resulta:
€/MWh 82,140133,1875,0
1
495,0
11,1116,127_
ETarifa
Para un análisis económico simplificado se puede prescindir de las actualizaciones de precios,
tanto de ingresos como de gastos, con lo que los flujos económicos resultan:
Ingresos por venta de electricidad: € 230.21182,140500.1 VE
Ingresos por energía reemplazada: € 145.904,35546.2 ER
Gastos de mantenimiento: € 000.1510500.1 OM
Gatos de combustible: € 738.1634,35626.4 F
de donde se deriva:
Margen bruto: € 637.122 FOMERVEMB
Período de retorno: años 92,4MB
INVPR
Pese a que este procedimiento simplificado tiende a sobreestimar la rentabilidad parece que
hay margen suficiente para que el proyecto resulte viable. Un cálculo más detallado en el que
se actualizan trimestralmente las tarifas eléctricas y de combustible y anualmente el coste de
mantenimiento arroja como resultados un VAN de 334.919 €, una TIR de 17,9 % y un
período de retorno de 9 años, con lo que se comprueba la rentabilidad del proyecto.
Como ya se explicó en el Capítulo 1, una de las ventajas del RD 661/2007 es la actualización
automática de tarifas. La Figura 7/15 muestra un análisis de la sensibilidad de la rentabilidad
ante la tasa nominal de encarecimiento del combustible. Se aprecia cómo para incrementos
importantes (hasta el 22%) la rentabilidad mejora, reduciéndose drásticamente a partir de
dicho valor. En todo caso, la rentabilidad queda garantizada (TIR > 10%) hasta con
incrementos del coste de combustible del 30%.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 24
Fig. 7/15. Sensibilidad de la rentabilidad al incremento del precio del combustible en el caso 1.
8.1.2. Caso 2: Ajuste a la demanda de climatización todo el año
En invierno ya se ha visto en el ejemplo anterior que se necesitan recuperar del motor 650
kW. En verano se precisan 50 kW para preparación del ACS y 500 kW de frío, que con una
máquina de absorción de COP = 0,5 se convierten en 1.000 kW térmicos recuperados del
motor. Por tanto, se requiere en verano un motor con un calor recuperable de 1.050 kW, es
decir, el motor B.
En esta ocasión el objetivo de cubrir toda la demanda anual exige emplear un motor de gran
potencia (900 kWe) que en invierno va a tener que disipar 400 kW. Los cálculos energéticos
de cada trimestre son:
MWh 350.11000/500.190041 EE MWh 7201000/8009002 E
MWh 080.11000/200.19003 E
MWh 9751000/500.1)50600(41 VV MWh 4401000/800)50500(2 V
MWh 6601000/200.1)50500(3 V
PCS-MWh 273.11000/500.111,1
85,0
65041 ERER
MWhe 1001000/800125_ 2 EER
MWhe 1501000/200.1125_ 3 EER
PCS-MWh 521000/80011,1
85,0
50_ 2 TER
PCS-MWh 781000/200.111,185,0
50_ 3 TER
PCS-MWh 050.411,137,0
350.141 QQ
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 25
PCS-MWh 160.211,137,0
7202 Q
PCS-MWh 240.311,1
37,0
080.13 Q
En esta ocasión se requiere evaluar dos REE:
5263,0
9,0
950.1
11,1
100.8
700.2
invREE
4941,0
9,0
100.1
11,1
400.5
800.1
verREE
El rendimiento en invierno se ha reducido debido a que el motor se ha adaptado a la máxima
demanda térmica, que se da en verano; en verano el rendimiento sale inferior al mínimo al
emplear una máquina de absorción de simple efecto que penaliza mucho el calor considerado
útil respecto al realmente recuperado del motor.
Los techos de electricidad retribuible en cada semestre son:
MWh 175.3
495,0
1
37,0
19,0
950.1
INVREEoE
MWh 791.1
495,0
1
37,0
19,0
100.1
VERREEoE
Por tanto, en invierno se retribuye toda la energía eléctrica producida pero en verano se dejan
de abonar 9 MWh.
La tarifa aplicable a la electricidad evacuada a red resulta:
€/MWh 75,106133,185263,0
1
495,0
11,1352,104_
EinvTarifa
€/MWh 35,104133,184941,0
1
495,0
11,1352,104_
00
EverTarifa
Prescindiendo de las actualizaciones de precios los flujos económicos resultan:
Ingresos por venta de electricidad: € 116.47535,104791.175,106700.2 VE
Ingresos por energía reemplazada: € 109.1211152504,35676.2 ER
Gastos de mantenimiento: € 000.483000.110500.4 OM
Gatos de combustible: € 745.4654,35500.13 F
de donde se deriva:
Margen bruto: € 480.82 FOMERVEMB
Período de retorno: años 24,13MB
INVPR
En este caso la rentabilidad resulta muy ajustada, por lo que al ser el procedimiento
simplificado demasiado optimista se requiere realizar el estudio económico detallado, con las
actualizaciones de tarifas y costes pertinentes. Los resultados de dicho estudio detallado
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 26
arrojan un VAN de -435.303 € y una TIR de 2,6 % con lo que el proyecto no sería viable
económicamente.
La Figura 7/16 muestra un análisis de la sensibilidad de la rentabilidad ente el incremento del
precio del combustible. La viabilidad económica no se alcanza (TIR < 10%) ni tan siquiera
aunque varíe el precio del gas natural, dado que el elevado consumo de combustible no se ve
contrarrestado por el aprovechamiento del calor útil.
Fig. 7/16. Sensibilidad de la rentabilidad al incremento del precio del combustible en el caso 2.
8.1.3. Caso 3: Ajuste a la demanda de calefacción y apoyo en verano
En este caso se busca sacar partido a la información obtenida en los diseños anteriores: la
rentabilidad se logra con el menor motor, pero podría ser mejorada si se le hiciese operar
también en verano, con una máquina de absorción.
Por tanto se escoge el motor A que se ajusta perfectamente a la demanda en invierno y que en
verano es capaz de cubrir los 50 kW requeridos para preparar el ACS y satisfacer 300 kW de
frío con la máquina de absorción de COP = 0,5. Los 200 kW de frío restantes habrán de ser
cubiertos con máquinas de compresión eléctricas.
Los cálculos energéticos de cada trimestre son:
MWh 7501000/500.150041 EE MWh 4001000/8005002 E MWh 6001000/200.15003 E
MWh 9751000/500.1)50600(41 VV MWh 2801000/800)50300(2 V
MWh 4201000/200.1)50300(3 V
PCS-MWh 273.11000/500.111,1
85,0
65041 ERER
0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,060
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
rF [p.u.]
TIR
[%
]
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 27
MWhe 601000/8005
3125_ 2
EER
MWhe 901000/200.1
5
3125_ 3
EER
PCS-MWh 521000/80011,185,0
50_ 2 TER
PCS-MWh 781000/200.111,185,0
50_ 3 TER
PCS-MWh 313.211,136,0
75041 QQ
PCS-MWh 233.111,136,0
4002 Q
PCS-MWh 850.111,1
36,0
6003 Q
En esta ocasión se requiere evaluar dos REE:
75,0
9,0
950.1
11,1
626.4
500.1
invREE
5,0
9,0
700
11,1
083.3
000.1
verREE
El rendimiento en invierno recupera el del caso 1, mientras que en verano sale un valor
similar al del caso 2, aunque en esta ocasión por encima del REE mínimo.
Los techos de electricidad retribuible en cada semestre son:
MWh 860.2
495,0
1
36,0
19,0
950.1
INVREEoE
MWh 027.1
495,0
1
36,0
19,0
700
VERREEoE
Por tanto, a lo largo de todo el año se retribuye toda la energía eléctrica producida.
La tarifa aplicable a la electricidad evacuada a red resulta:
€/MWh 87,140133,1875,0
1
495,0
11,1166,127_
EinvTarifa
€/MWh 57,127133,1850,0
1
495,0
11,1166,127_
EverTarifa
Prescindiendo de las actualizaciones de precios los flujos económicos resultan:
Ingresos por venta de electricidad: € 425.33857,127000.187,140500.1 VE
Ingresos por energía reemplazada: € 018.1121151504,35676.2 ER
Gastos de mantenimiento: € 800.26360010500.2 OM
Gatos de combustible: € 897.2724,35709.7 F
de donde se deriva:
Margen bruto: € 746.150 FOMERVEMB
Período de retorno: años 28,4MB
INVPR
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 28
El análisis simplificado de rentabilidad arroja un resultado similar al del caso 1. Considerando
las actualizaciones se obtiene un VAN de 484.408 € y una TIR de 20,43 % con un período de
retorno de 7 años. Es decir, el proyecto presenta, de hecho, una rentabilidad mejor que el caso
1.
La Figura 7/17 muestra un análisis de la sensibilidad de la rentabilidad ente el incremento del
precio del combustible, con un resultado análogo al del caso 1, es decir, que un
encarecimiento del precio del combustible mejora la rentabilidad. Comparando la Figura 7/17
con la 7/15 se aprecia que si bien el máximo incremento del combustible es menor en el caso
3 (17,5% frente a 30%) la máxima rentabilidad se mantiene en un valor máximo más
uniforme.
Fig. 7/17. Sensibilidad de la rentabilidad al incremento del precio del combustible en el caso 3.
La conclusión de estos tres casos es que el mejor diseño ha de aunar dos criterios:
Dimensión de la instalación para adaptarse a la demanda valle.
Maximización del tiempo de uso.
8.2. Sector residencial
Se desea evaluar la viabilidad técnica y económica de la integración de una planta de
cogeneración en una urbanización de 85 viviendas para preparación del ACS. Se asume una
ocupación de 3 personas por vivienda, estando la urbanización ubicada en Madrid.
La tarifa del gas natural es de 41,4 €/MWh. La tarifa eléctrica aplicable por el Régimen
Especial a la electricidad evacuada a red es de 127,166 €/MWh, siendo el Cn del combustible
de 18,133 €/MWh y el REE mínimo de 49,5 %. La tasa nominal de incremento del coste del
combustible se toma en el 5% y para el mantenimiento del 2,5%; la inflación del 4% y la tasa
de descuento del proyecto del 5%. La vida del proyecto se estima en 10 años.
El motor funcionará de forma ininterrumpida salvo 5 semanas en el semestre de verano
(vacaciones de Semana Santa y agosto) y 2 en el de invierno. Esto se hace así para evitar tener
que disipar potencia del motor en los momentos de menor demanda, aprovechando las
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 29
paradas para realizar las operaciones de mantenimiento. Por tanto las horas de uso serán 7.584
al año.
Para calcular el tamaño del motor se determina la energía diaria que ha de aportar el motor
para preparar el ACS. En Madrid la temperatura de red más alta es de 14ºC y se da en julio.
Por tanto, la energía diaria será de:
kWh/dia 64,299600.3/146018,4185322 dE
Para producir dicha energía funcionando de forma ininterrumpida el motor ha de producir una
potencia térmica aprovechable de:
kW 12,524
64,299mQ
Se selecciona un motor de 12,5 kWt que produce 5,5 kWe con un consumo de 20,5 kWt
referidos al PCI. La inversión requerida es de 18.638 € y el coste del mantenimiento es de
28,41 €/MWh.
Dado que se aprovecha totalmente la energía térmica del motor durante todas las horas de
funcionamiento el rendimiento eléctrico equivalente será máximo y al mantener constante el
aprovechamiento todo el tiempo puede obtenerse a partir de las potencias:
% 19,83
9,0
5,125,20
5,5
REE
En cuanto al ahorro de energía primaria:
% 86,15
9,0
5,12
525,0
5,5
5,209,0
5,12
525,0
5,5
AEP
Se trata, por tanto, de una cogeneración del alta eficiencia (con esa potencia del motor con
que fuese un valor positivo sería suficiente).
Según la ecuación (7-8) el volumen de almacenamiento resulta:
litros 74,695.2322853843,0179,8 aV
Como margen de seguridad se toman 3.000 litros.
Los flujos energéticos trimestrales vienen dados en la Tabla 7.8. Dado que el volumen del
acumulador se ha elegido algo superior al mínimo nunca se producirá disipación de modo que
el calor útil (V) siempre coincide con el máximo recuperable del motor. De este modo puede
obviarse la aplicación de la ecuación (7-6) para determinar la cobertura de la demanda y el
apoyo necesario5. La Tabla 7.9 muestra la cobertura mensual de la demanda, así como la
5 La aplicación de tal ecuación sería precisa si el volumen del acumulador fuese inferior al requerido. En ese
caso, además, se produciría disipación.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 30
energía de apoyo necesaria. En conjunto la planta de cogeneración logra una cobertura anual
del 79,7%.
Tabla 7/8. Balance energético trimestral en el caso residencial.
Horas E [MWh] V [MWh] ER [MWh-PCI] Q [MWh-PCI]
Trimestre 1 2.160 11,880 27,0 30,0 44,280
Trimestre 2 2.016 11,088 25,2 28,0 41,328
Trimestre 3 1.536 8,448 19,2 21,3 31,488
Trimestre 4 1.872 10,296 23,4 26,0 38,376
Anual 7.584 41,712 94,8 105,333 155,472
Tabla 7/9. Prestaciones mensuales del sistema de cogeneración residencial.
Mes Apoyo Demanda Cobertura
[días] [kWh] [kWh] [%]
Enero 31 1.630 10.931 85,1
Febrero 28 1.290 9.691 86,7
Marzo 31 1.023 10.323 90,1
Abril 30 2.698 9.597 71,9
Mayo 31 416 9.715 95,7
Junio 30 206 9.207 97,8
Julio 31 311 9.312 96,7
Agosto 31 8.614 9.514 9,5
Septiembre 30 402 9.402 95,7
Octubre 31 618 9.917 93,8
Noviembre 30 990 9.990 90,1
Diciembre 31 5.830 10.931 46,7
ANUAL 365 24.028 118.530 79,7
La tarifa final de la electricidad evacuada a red, incluyendo el complemento por eficiencia
resulta:
€/MWh 485,143133,188319,0
1
495,0
11,1166,127_
ETarifa
Aplicando el análisis económico detallado se obtienen los resultados mostrados en la Tabla
7.10. En ella se han supuesto dos tasas de descuento: 5% y 0%. Ésta última tiene sentido en
tanto que la inversión por vecino es pequeña (menor de 220 €) y podría plantearse una
financiación totalmente con recursos propios. Se observa que el proyecto resulta rentable,
tanto más cuanto menor es la tasa de descuento. Con objeto de valorar la sensibilidad del
proyecto al encarecimiento del combustible se ha recalculado la viabilidad económica
asumiendo un incremento de éste de un 15%. Debido a las medidas de actualización
automática de tarifas del RD 661/2007 la rentabilidad se ve mejorada apreciablemente.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 31
Tabla 7/10. Análisis de rentabilidad en el caso residencial.
rF [%] 5 5 15 15
i [%] 5 0 5 0
TIR [%] 8,25 8,25 10,9 10,9
VAN [€] 3.262 10.161 6.488 14.757
PR [años] 9 7 8 7
Por tanto, el proyecto es viable tanto técnica como económicamente.
El diseño aquí planteado se considera un ejemplo de la manera más adecuada de comenzar a
integrar la cogeneración en el sector residencial. La preparación del ACS es especialmente
propicia para los primeros desarrollos debido a que su demanda es predecible con bastante
exactitud lo que evita la realización de complejas simulaciones anuales para conocer la
demanda térmica y con ello dimensionar adecuadamente el sistema de acumulación. Por otra
parte, los volúmenes de almacenamiento obtenidos son comparables a los existentes en las
instalaciones centralizadas, lo que supone que la integración en la realidad se limitará a incluir
el motor, muy compacto, en la salsa de calderas, aprovechando el circuito hidráulico
existente. De hecho, existen ya en España experiencias comerciales de integración de motores
como el usado en este ejemplo precisamente para la preparación del ACS en urbanizaciones
(13).
Un aliciente a la integración de la cogeneración en la preparación del ACS en el sector
residencial es que puede emplearse para cubrir la cobertura mínima que exige el Código
Técnico de la Edificación (4)
. En este sentido, la instalación descrita logra cubrir casi un 80%
de la demanda mientras que una instalación solar se quedaría en el 69%, ocupando 306 m2
frente a los 5 m2 requeridos por la planta de cogeneración. El depósito acumulador de la
instalación solar sería de 9.421 litros y la inversión ascendería a 75.366 €, produciendo una
TIR del 7% durante los 25 años de vida del proyecto solar (14)
. En definitiva, la cogeneración
se plantea como una alternativa a la energía solar térmica, con menor inversión y
especialmente interesante ante problemas de espacio o de sombras.
Como se ha explicado a lo largo del capítulo para que la cogeneración se pueda extender en el
sector residencial se requiere la implicación de una ESE que se haga cargo tanto de la
ejecución del proyecto como de su explicación y gestión. Seguidamente se plantean tres
posibles modelos de negocio basados en el ejemplo analizado.
Modelo de negocio A
Se trata de un modelo pensado para urbanizaciones existentes en el que la Comunidad de
Propietarios realiza la inversión (unos 200 €/vivienda) con fondos propios (tasa de descuento
nula) y obtiene un ahorro fiscal por la amortización. La ESE realiza el proyecto y lo opera
percibiendo los ingresos por venta de electricidad y haciéndose cargo de los gastos de
combustible y mantenimiento. A cambio la ESE suministra el servicio de ACS a la
Comunidad a un precio reducido con unos descuentos entre el 33 y el 60%, tal como muestra
la Figura 7.18 donde se aprecia que la rentabilidad de la ESE y de la Comunidad son
complementarias de modo que cuando es máxima la de la ESE (descuento en el precio del
servicio del 33%) los vecinos simplemente recuperan la inversión. En ese cálculo se ha
impuesto también tasa de descuento nula para la ESE.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 32
Figura 7.18. Valor actual neto de la Comunidad (vecinos) y de la ESE (gestor) en el modelo de negocio A.
Modelo de negocio B
Este modelo está también pensado para urbanizaciones existentes pero ahora es la ESE quien
realiza la inversión con fondos propios (tasa de descuento nula) y obtiene un ahorro fiscal por
la amortización. La ESE realiza también el proyecto y lo opera percibiendo los ingresos por
venta de electricidad y haciéndose cargo de los gastos de combustible y mantenimiento. La
ESE suministra el servicio de ACS a la Comunidad a un precio reducido con unos descuentos
entre el 10 y el 27%, tal como muestra la Figura 7.19. Se aprecia que tanto la ESE como la
Comunidad pueden alcanzar las mismas rentabilidades que antes aunque al ser la inversora la
ESE ésta ha de ofertar el servicio de ACS con un descuento menor que en el modelo A a la
Comunidad, que por otra parte no asume la inversión.
Figura 7.19. Valor actual neto de la Comunidad (vecinos) y de la ESE (gestor) en el modelo de negocio B.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 33
Modelo de negocio C
Este modelo está pensado para obra nueva en la que por obligación se requiere alcanzar una
cierta cobertura en la preparación del ACS. En este sentido la inversión del equipo la realiza
el promotor, desapareciendo el concepto de amortización, al tratarse de un equipo más como
el ascensor. La ESE puede ser una filial de la promotora y en todo caso realiza el proyecto y
lo opera percibiendo los ingresos por venta de electricidad y haciéndose cargo de los gastos de
combustible y mantenimiento. La ESE suministra el servicio de ACS a la Comunidad a un
precio reducido con unos descuentos entre el 0 y el 60%, tal como muestra la Figura 7.21. Se
aprecia que la rentabilidad casi se duplica respecto a los modelos anteriores al desaparecer la
inversión, lo que permite a su vez aumentar el margen para el descuento a la Comunidad.
Figura 7.20. Valor actual neto de la Comunidad (vecinos) y de la ESE (gestor) en el modelo de negocio C.
9. Bibliografía
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Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, 2007.
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Turismo y Comercio, 2007.
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4. Ministerio de Fomento. RD 314/2006, de 17 de marzo. Código Técnico de la Edificación (CTE).
Vols. BOE núm. 74, 11816-11831.
5. —. CTE Código Técnico de la Edificación. [En línea] [Citado el: 13 de mayo de 2011.]
www.codigotecnico.org.
6. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. RD 1027/2007, de 20 de julio. Reglamento de
Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE). . Vols. BOE núm. 207, 35931-35984.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 34
7. U.S. Department of Energy. EnergyPlus Energy Simulation Software. [En línea] [Citado el: 13 de
mayo de 2011.] www.apps1.eere.energy.gov/buildings/energyplus/.
8. IDAE. Pliego de condiciones técnicas de instalaciones de baja temperatura. Madrid : Ministerio de
Industria, Turismo y Comercio, 2001.
9. Ministerio de Obras Públicas, Transportes y Medio Ambiente. Reglamento e instrucciones
técnicas de las instalaciones de calefacción, climatización y agua caliente sanitaria. Madrid : MOPU,
1989.
10. Almacenamiento de energía. Moratilla Soria, B.Y. (Coord.). Madrid : Universidad Pontificia
Comillas, 2010.
11. Sizing of therma energy storage devices for micro-cogenerationsystems for domestic hot water
preparation. Theory and experimenal results. J.I. Linares, M.M. Cledera, B.Y. Moratilla, A.S. Ibáñez.
Tarragona (Spain) : II European Conference on Polygeneration, 2011.
12. I.B. Hassine, U. Eicker. Simulation and optimization of the district heating network in
Scharnhauser. Tarragona (Spain) : II European Conference on Polygeneration, 2011.
13. Performance analysis of a biomass ORC poly-generation system. T. Erhart, R. Strzalka, U. Eicker,
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Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid, 2010.
15. VV. AA. Guía de la Cogeneración. Madrid : Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid,
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16. Microcogeneración par ala producción de ACS en edificios residenciales. J.I. Linares Hurtado,
M.M. Cledera Castro, J. Domínguez Rodríguez. s.l. : EL INSTALADOR, 2009, Vols. 469, 12-22.
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 35
ANEXO. Temperatura del agua de red en España
Ene
ro
Feb
rero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sep
tiem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Álava 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
Albacete 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
Alicante 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Almeria 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Asturias 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Avila 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4
Badajoz 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Baleares 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Barcelona 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Burgos 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4
Caceres 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Cadiz 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Cantabria 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Castellon 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Ceuta 8 9 10 12 13 13 14 13 13 12 11 8
Ciudad R. 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
Cordoba 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Cuenca 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4
Gerona 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Granada 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Guadalajara 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Guipuzcoa 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Huelva 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Huesca 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
Jaen 8 9 11 13 14 15 17 16 14 13 11 7
La Coruña 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Las Palmas 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Leon 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4
Lerida 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
Logroño 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8
Lugo 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Madrid 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Malaga 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Melilla 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Murcia 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Navarra 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
Orense 5 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Palencia 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
Pontevedra 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
COGENERACIÓN Residencial
AHORRO DE ENERGÍA Pág. 36
Ene
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May
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Julio
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sto
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tiem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Salamanca 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
S.C.Tenerife 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Segovia 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4
Sevilla 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Soria 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4
Tarragona 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Teruel 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4
Toledo 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Valencia 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8
Valladolid 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
Vizcaya 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6
Zamora 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5
Zaragoza 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5