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Timestamp: 2018-01-23 21:38:56+00:00

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Cogeneración en la Unión Europea
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El desarrollo sostenible del sector energético en la Unión Europea en lo que afecta a aspectos medioambientales y de la seguridad de suministro está fuertemente relacionado con la mejora de la eficiencia energética. En este contexto los sistemas de cogeneración o sistemas de energía total están reconocidos como una de las herramientas principales para conseguir alcanzar los objetivos europeos de mejora de la eficiencia energética.
Esto es debido a sus beneficios consistentes en el ahorro de energía primaria, las pérdidas evitadas y la reducción de emisiones, en particular las de efecto invernadero. Además, la cogeneración contribuye positivamente a la seguridad de suministro y a la competitividad de los Estados Miembros de la Unión Europea. Por todos estos motivos, la promoción de los sistemas de cogeneración de alta eficiencia es una prioridad Comunitaria.
La Directiva 2004/8/CE relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía, adoptada el 11 de febrero de 2004 y con entrada en vigor en marzo de 2004 establece en su artículo 6 la necesidad de que cada Estado Miembro desarrolle un estudio de potencial de cogeneración de alta eficiencia, incluida la microcogeneración de alta eficiencia.
La cogeneración tiene una larga tradición en Europa que abarca tanto el tipo industrial como la referente a aplicaciones conocidas como district heating o energía de distrito, enfocadas al mercado de calor útil doméstico y comercial.
El grado de penetración de la cogeneración en los distintos países es muy diverso. Su aportación respecto al total de energía producida alcanza cifras elevadas en países como Dinamarca (49%), Finlandia (38%), Holanda (30%), pero también en países de economías de transición como Letonia (38%), Hungría (21%) y República Checa (17%).
En la siguiente figura se indica para distintos países de la Unión Europea la energía eléctrica generada por sistemas de cogeneración, así como la cobertura satisfecha respecto a la demanda energética total del país correspondiente.
Respecto la energía eléctrica, esta se haya compartida en dos conceptos: la aportada por agentes en forma de ESCOs (energía de distrito), y la generada por autoproductores.
Es destacable la gran implantación de sistemas de ‘energía de distrito’ en la Unión Europea, metodología que aún no ha sido implantada en España de forma significativa.
España es el quinto país con mayor consumo y capacidad instalada de generación en los países europeos.
Su matriz energética se encuentra principalmente constituida por centrales térmicas y nucleares, además de una participación cada vez mayor del llamado régimen especial de generación, el que incluye las fuentes de energías renovables y la cogeneración. Bajo este régimen, las centrales de cogeneración reciben una prima por sobre el precio de mercado, lo que ha impulsado fuertemente la aparición de este tipo de plantas.
La situación actual de la cogeneración desde el punto de vista normativo se caracteriza por el marco fijado por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico (LSE), la cual ha sido modificada posteriormente en varias ocasiones. La LSE incluye a las plantas de cogeneración en el denominado régimen especial siempre que su potencia no supere 50 MWe, regulando los siguientes aspectos:
▪ Necesidad de autorización administrativa previa de carácter reglado.
▪ Derecho de los productores de incorporar su producción al sistema eléctrico.
▪ Régimen retributivo de la energía eléctrica vertida a la red regulado, y complementado con la percepción de una prima.
La LSE ha sido desarrollada en lo que se refiere al régimen especial por los ya derogados Real Decreto 2818/1998 y Real Decreto 436/2004, sustituido por el vigente Real Decreto 661/2007 por el que se regula la actividad de producción eléctrica en régimen especial. Esta norma cataloga los sistemas de cogeneración en los siguientes grupos y subgrupos:
Grupo a.1. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración.
Subgrupo a.1.1. Cogeneraciones que utilizan como combustible gas natural.
Subgrupo a.1.2.Cogeneraciones que utilizan como combustible gasóleo, fuel oil o gases licuados de petróleo (GLP).
Subgrupo a.1.3.Cogeneraciones que utilizan como combustible biomasa y/o biogás.
Subgrupo a.1.4.Resto de cogeneraciones que incluyen como posibles combustibles a emplear gases residuales de refinería, coquería, combustible de proceso, carbón y otros no contemplados e los subgrupos anteriores.
Grupo a.2. Instalaciones que incluyan una central que utilice energías residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica y/o mecánica.
El Real Decreto 661/2007 define un marco retributivo para la venta de excedentes de la energía eléctrica vertida a la red de las cogeneraciones basado en dos posibilidades de libre elección por el propietario:
- Cesión de la energía eléctrica a través de la red de transporte o distribución, percibiendo una tarifa regulada única para todos los periodos de programación.
- Venta de la energía eléctrica libremente en el mercado, percibiendo el propietario de la cogeneración el precio que resulte del mercado organizado o el libremente negociado, complementado, en su caso, por una prima.
Por otra parte también está publicado el Real Decreto Ley 7/2006 que modifica parcialmente el marco normativo de la LSE para cogeneraciones favoreciendo su libre operación en el mercado. Para ello incorpora las siguientes medidas:
● Se permite vender libremente la energía eléctrica producida.
● Eliminación del concepto de autoproductor.
● Eliminación de los ‘costes de transición a la competencia’.
● Eliminación de obligación de autoconsumo térmico y eléctrico.
Caben destacar otras dos leyes dentro de las políticas públicas en cogeneración españolas que son las siguientes:
- La ley 82/80 sobre conservación de la Energía (1980). Esta ley representó la primera política concreta de apoyo a la cogeneración, la cual permitía inyectar los excedentes de generación provenientes de plantas de generación y autoproductores, estableciendo la obligación de las compañías a adquirir esta electricidad. Esta situación, sumada a una débil expansión de las redes de transmisión y un desarrollo tecnológico importante llevó a la aparición de un número significativo de plantas de cogeneración industrial a partir de 1986.
- Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (1990). Este plan fija objetivos concretos de nuevas plantas de cogeneración para el periodo 1991-2000. Bajo este plan, la cogeneración comienza a ser tratada en forma diferenciada, siendo incluida en el llamado régimen especial de generación eléctrica. Este temprano auge se vio mermado por la supresión de los incentivos para el régimen especial de generación durante los años 90, que buscaban liberalizar el mercado eléctrico, y el cambio de criterios que establecían que tecnologías calificaban para este régimen. Los bruscos y contradictorios cambios en la normativa generaron incertidumbre en los inversores, paralizando la inversión en cogeneración durante la segunda mitad de los años 90.
Cogeneración en Alemania
Alemania representa el mayor mercado energético en Europa y es la columna vertebral de las redes de gas y electricidad en el continente.
La electricidad es generada mayormente a partir de centrales térmicas de carbón y plantas nucleares, sin embargo, la introducción de fuertes políticas de incentivo a las energías renovables y la eficiencia energética han comenzado a dar importantes resultados.
Hoy en día, el uso de gas natural es cada vez más común, y las energías renovables han crecido aún más rápido, alcanzando un 11% de la electricidad generada en 2006.
Con respecto a la cogeneración, actualmente sobre un 12% de la electricidad generada se produce en conjunto con la producción de calor, y se ha fijado la meta de incrementar este valor a un 25% para el año 2020.
El gobierno Alemán ha introducido una serie de incentivos para el desarrollo y uso de la cogeneración. El desarrollo de la cogeneración ha estado muy ligado al uso de calor distrital, sin embargo, existen también importantes usos en el ámbito industrial.
A continuación se realiza un breve resumen de las políticas adoptadas por Alemania para incentivar la cogeneración:
­ Ley de Cogeneración (BMWi, 2002). Esta ley tenía por objetivo reducir 23 millones de Ton CO2 al año 2010.
­ Nueva Ley de Cogeneración (BMWi, 2008). Esta ley introduce cambios importantes en la Ley del año 2002 y tiene por meta producir un mínimo de 25% de electricidad por medio de cogeneración al año 2020.
­ Exención del EcoTax. La producción de calor cogenerado está exenta del impuesto llamado EcoTax, siempre y cuando la planta trabaje a una eficiencia sobre el 70%.
­ Ley de Energías Renovables (2000). Esta ley está centrada principalmente en estimular el uso de las energías renovables en la red eléctrica, sin embargo, posee un fuerte incentivo para el uso de la biomasa y biogás en régimen de cogeneración. Se establece un feed-in tariff de hasta 27,7 c€/kWh para este tipo de centrales, lo que ha estimulado un rápido crecimiento de esta tecnología convirtiendo a Alemania en el líder en cogeneración con biomasa/biogás.
Cogeneración en Dinamarca
Dinamarca es uno de los países líderes en el uso eficiente de la energía a nivel mundial, situación que ha sido lograda gracias a un desarrollo de casi treinta años de políticas energéticas que promueven el uso eficiente de la energía, el uso de energías renovables y el desarrollo tecnológico. Gracias a esto, Dinamarca ha logrado estancar su consumo energético en los últimos 25 años, mientras su economía ha continuado creciendo.
Dentro de este marco de políticas energéticas, el amplio uso de calor distrital y la cogeneración de electricidad y calor han jugado un papel clave. En el año 2007 el 71,5% de la capacidad instalada de producción eléctrica correspondía a instalaciones de cogeneración, casi la totalidad de la capacidad de generación térmica, considerando que la generación eólica e hidráulica representan un 24,2% de la capacidad de generación. De esta forma, Dinamarca se convierte en el ejemplo más exitoso a nivel mundial en el uso de cogeneración.
A continuación se describen algunas de las leyes y normativas energéticas de mayor impacto para el desarrollo de la cogeneración en Dinamarca.
­ Obligación de conexión a Red de Calor o Gas Natural (1982). Las autoridades locales tienen la facultad de exigir a todos los usuarios que se conecten o a la red de calor distrital (CD), o a la red de gas natural, tanto para las construcciones nuevas como las antiguas. Mediante la aplicación de este decreto se asegura una cierta demanda de calor para el generador, de forma que disminuye la incertidumbre y los riesgos de la inversión, facilitando la obtención de créditos para la inversión.
­ Erradicación de la Electricidad como Fuente de Calor (1988). Esta medida es complementaria a la ley de 1982 y supone un incentivo para conectarse a las redes de calor o gas locales.
­ Plan de Acción «Energy 2000» (1990). Esta normativa correspondió a un intento por incentivar el uso de los llamados «combustible ambiental y socialmente deseables». Este tipo de combustibles son: el gas natural, energía solar, energía eólica y biomasa.
­ Acta de energía (1992). Establece subsidios de hasta un 50% del costo de inversión en cogeneración, y un esquema de feed-in tariff para la cogeneración a base de gas natural y biomasa.
Cogeneración en Holanda
En Holanda, un 60% del calor producido en cogeneración es utilizado en el sector industrial. Holanda es el único país, que no ha basado su éxito en el uso de calor distrital.
Holanda representa un importante ejemplo de inclusión de cogeneración en el ámbito industrial, con un registro de políticas que incluyen importantes éxitos y también fracasos.
El crecimiento explosivo de la cogeneración en Holanda se produjo a comienzos de la década de 1990, debido al reconocimiento del gobierno de que la configuración óptima de una planta de cogeneración debe estar basada en las demandas de calor.
El Acta de Electricidad de 1989, motor del rápido impulso de la cogeneración a comienzos de los años 90, otorgó un feed-in tariff para la electricidad producida en cogeneración, permitiendo además a las empresas distribuidoras incluso producir su propia electricidad, con una capacidad máxima de 25 MW por planta.
Por su naturaleza, las distribuidoras se encontraban cercanas a las industrias, por lo que se encontraban en una situación privilegiada para abastecerles de calor.
Por otra parte, las restricción de tamaño a las plantas de 25MW hizo que la magnitud del calor extraíble de estas en cogeneración fuera adecuada para su utilización de carácter industrial.
Sin embargo, existía un importante precedente que debía ser superado: en los años 80 se ha-bían cancelado varios proyectos de cogeneración ya que las industrias no querían entrar en contratos a largo plazo, y las generadoras no querían arriesgarse a perder a sus compradores de vapor.
La solución fue la creación de empresas conjuntas, en donde se creaba una nueva compañía donde la propiedad de esta se compartía entre la industria y el generador.
Esto solucionó el problema de los contratos de vapor, de esta forma se podían negociar contratos que maximizaran la rentabilidad tanto de la generadora como del industrial en forma conjunta.
El resultado fue un explosivo crecimiento de empresas conjuntas de cogeneración a partir de 1992.
El Acta de Electricidad de 1998 pone fin al trato especial a la cogeneración, eliminando las tarifas preferenciales en transmisión y en donde el feed-in tariff es transado en el mercado en conjunto con otras tecnologías de generación.
Después de unos años, se demostró que la supervivencia de la cogeneración estaba amenazada, donde el horario fuera de punta las plantas permanecían apagadas dado que el precio de mercado era fijado por el carbón e importaciones de electricidad a bajo costo.
La caída en la electricidad cogenerada fue evidente, y obligó a las autoridades a re-introducir un esquema feed-in tariff en el año 2001, para intentar revitalizar el mercado de la cogeneración.
En 2003, comienza a regir el sistema de permisos y comercio de emisiones de gases de efecto invernadero. En estos, el sector eléctrico posee una cota máxima de emisiones de CO2 que están autorizados a emitir, la cual se reduce en el tiempo.
Las restricciones de emisiones, en conjunto con los incentivos económicos, recuperaron el mercado de la cogeneración en Holanda, que al año 2006, el 29% de la electricidad total fue producida por cogeneración.
En el año 2008, el gobierno retiró por completo el feed-in tariff a la cogeneración con combustibles fósiles, ya que consideró que el sistema de cotas de emisiones ha permitido que estas plantas sean competitivas con las tecnologías convencionales. Sin embargo los hechos demuestran que la inversión en nuevos proyectos de cogeneración cayó fuertemente y que las políticas Holandesas de los últimos años han sido débiles e inconsistentes.
Estas no han sido capaces de atraer inversores y, peor aún, han mandado señales de contradictorias a los inversores, debilitando la confianza de estos en las políticas de cogeneración en el largo plazo.

References: artículo 6
 Real Decreto 
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