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LA COGENERACION EN EL SECTORTERCIARIO
Mayo 2009
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1 Introducción
2 Marco legal
3 Productos Caterpillar
4 Ejemplo tipo
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INTRODUCCION
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INTRODUCCION
Definición de cogeneración (I)
La cogeneración es un sistema de alta eficiencia energética basado en la producción
simultánea de energía mecánica (electricidad) y térmica (frigorífica) a partir de
una única energía primaria (renovable, residual o fósil)
La cogeneración es una forma de producción de electricidad descentralizada
(generación distribuida), produciéndose la energía allí donde se consume
Generación distribuida
de alta eficiencia
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INTRODUCCION
Definición de cogeneración (II)
Electricidad
Energía primaria Generador Calor / frío
SISTEMA CONVENCIONAL
COGENERACION
Cogeneración
Generador
Apoyo
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INTRODUCCION
Ventajas de la cogeneración frente a soluciones convencionales(I)
VENTAJAS GLOBALES
• Ahorro de energía primaria, al ser un sistema más eficiente en
términos globales que una central convencional• Mejora el medioambiente, acorde con las exigencias del
Protocolo de Kyoto
• Menor dependencia energética del exterior
• Desarrolla la infraestructura energética
• Disminuye pérdidas por transporte y distribución de electricidad
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INTRODUCCION
Ventajas de la cogeneración frente a soluciones convencionales(II)
VENTAJAS PARA EL USUARIO
• Disminuye su coste energético
• Desarrolla su infraestructura energética
• Incrementa la fiabil idad del suministro: Duplicidad de
suministro térmico y eléctrico
• Diversifica ingresos
• Mayor autonomía energética
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INTRODUCCION
Ventajas de la cogeneración frente a soluciones convencionales(III)
AHORRO DE ENERGIA PRIMARIA – Balance energético cogeneración
E.Primaria
100 Uds. PCI
Electricidad
40 Uds.
Calor 40
Uds.
20%Pérdidas
Pérdidas:
• Equipo motriz: Radiación,
refrigeración.
• Alternador: Acoplam iento, Joule,histéresis
• Recuperación de calor: Radiación,
gases de escape, purgas
• Instalación: Eléctricas (Joule) y
térmicas (radiación, purgas)
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INTRODUCCION
Ventajas de la cogeneración frente a soluciones convencionales(IV)
AHORRO DE ENERGIA PRIMARIA – Balance energético CC
Pérdidas transp. y distrib. 5Uds.
Pérdidas generación calor 5Uds.
E. Primaria 125 Uds. PCIElectricidad 40 Uds.
Calor 40 Uds.
Pérdidas generación electricidad
en CC 35 Uds.
Energía primaria invertida
en electricidad 80 Uds. PCI
Energía primaria invertidaen calor 45 Uds. PCI
AHORRO ENERGIA PRIMARIA CG & CC: 20%
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INTRODUCCIONProducción de frío por absorción&compresión
– La energía requerida para su accionamiento es energía térmica,
pudiendo ser ésta residual (cogeneración) u obtenida a partir de una
energía renovable (solar o biomasa)
– Utiliza agua como refrigerante
– Utiliza un proceso físico químico, por lo que apenas hay componentes
sujetos a desgaste mecánico
menor mantenimiento y mayor vida útil– Menor ruido y vibraciones en operación
• Vent a jas absorc ión respec t o a la c ompres ión m ec án ica :
• Inconvenientes:
– Voluminosas
– Precisan de refrigeración evaporativa (p.e. torre de refrigeración) en el
condensador consumo de electricidad y agua, tratamientos
antilegionella
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INTRODUCCION
Barreras para el desarrollo de la cogeneración
BARRERAS PARA EL DESARROLLO DE LA COGENERACION
• Elevadas inversiones iniciales
• Riesgo político (marco legal cambiante)
• Gestión compleja (dependencia de especialistas)
• Necesidad de infraestructura eléctrica (punto de interconexión)
y gasista
• Actividad auxiliar a la actividad principal “no core bussines”
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INTRODUCCIONMercado potencial en el sector terciario y residencial
• Central de cogeneración para abastecer las necesidades
energéticas de climatización y ACS en edificios.• Se requiere que las instalaciones de frío y calor estén
centralizadas
• Edificios tipo: – Polideportivos – Hoteles
– Residencias – Hospitales – Centros comerciales – Oficinas
– Comunidades de viviendas
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INTRODUCCIONReferencias de Finanzauto en el sector terciario
Con potencias comprendidas entre 400 kWe y 4000 kWe,
grupos motogeneradores CATERPILLAR Diesel y a gasnatural
– 2 Hoteles – 10 Hospitales – 2 Estaciones/aeropuertos – 5 Edificios de oficinas – 5 Grandes almacenes – 3 Centros comerciales – 2 Colegios/Universidades – 2 Polideportivos
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INTRODUCCION
Soluciones de empresas de servicios energéticos en el sector terciario
• No especialista en energía
• Mercado energético complejo
• Tecnología desconocida
• La energía es una actividad no
estratégica para su negocio
• Capacidad de endeudamientolimitada
• Necesidad de disminuir sus
costes de estructura
• Recursos humanos limitados y
no especializados
• Financia el Proyecto
• Ofrece soluciones globales:
construcción, mantenimiento,
operación y gestión
• Factura sólo por la energía
consumida, mediante términoscomerciales controlables y
estables
• Introduce economías de escala
Cliente Empresa especialista
Necesidad desoluciones globales
por empresas
especializadas
Empresas especializadas asumen la inversión y gestión del proyecto de cogeneración,
estando la planta de cogeneración dentro de su activo, y ofreciendo al cliente final
condiciones ventajosas del suministro de la energía térmica/frigorífica producida porésta.
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MARCO LEGAL
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MARCO LEGAL
Novedades RD661/2007 destacables en el sectorterciario – Eliminación del concepto de autoproductor: Posibilidad de
exportar la totalidad de la producción neta (producción neta =producción bornas alternador – autoconsumos cogeneración)
– Eliminación de participar el consumidor térmico en la titularidad dela cogeneración: No necesidad de sociedades mixtas con elconsumidor para promotores
– La opción “Tarifa” mejora sustancialmente – Indexación trimestral de tarifas y otros complementos retributivosal precio de los combustibles e IPC (cesta de la compra delcogenerador)
– Aparece un complemento retributivo función del ahorro de energíaprimaria: Complemento por Eficiencia
– Marco favorable para “Cogeneración de Pequeña Escala” (<1MWe)
– En climatización periodos de cálculo del REE diferentes a un año.
Determinación para cada periodo de la energía eléctrica primadacorrespondiente al cumplimiento del REE min
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MARCO LEGAL
RD 661/2007: REE
El REE en definitiva mide el rendimiento eléctrico y el
aprovechamiento térmico de la planta
refH V Q
E REE
(%) E = Energía eléctrica producida anualmente en bornas delalternador, expresada en MWh
Q = Consumo de energía primaria anual (combustible) medidapor su PCI, expresada en MWh
V = Consumo anual de calor o frío útil, expresado en MWh
ref H = Valor de referencia del rendimiento para la producciónseparada de calor que aparece publicado en la DE 2004/8/CE.Para gas natural ref H = 0,9
Combustibles líquidos en centrales con calderas 49%
Combustibles líquidos en motores térmicos 56%
Combustibles sólidos 49%
Gas natural y GLP en motores térmicos 55%
Gas natural y GLP en turbinas de gas 59%
• Novedades: – Para plantas P < 1 MW se exige un valor un 10% inferior
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MARCO LEGALRD 661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD: VENTA A TARIFA (I)
Desvíos DH CE ERT R
R = RetribuciónT = Tarifa (Tarifa única regulada para todos losperiodos horarios. Se incentiva especialmente lasplantas de < 1MWe)
ER = Complemento por Energía ReactivaCE = Complemento por eficiencia (función REE)DH = Complemento por Discriminación Horaria
Desvíos = Diferencia con previsión de OMEL
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MARCO LEGALRD 661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD:VENTA A TARIFA (II)
• Grupo a.1.1. (gas natural)
Potencia (MW) Tarifa €/MWh
<0,5 141,0120,5 < P < 1 115,714
1 < P < 10 91,994
10 < P < 25 87,363
25 < P < 50 83,065
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MARCO LEGAL
RD 661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD:VENTA A TARIFA(III)• COMPLEMENTO POR EFICIENCIA: Todas las plantas que
superen el REE mínimo recibirán un complemento por eficiencia
Ejemplo para a.1.1. en motor (REEmin = 55%):
(*) Plantas P>1MW. Cmp: 22,83 €/MWhPCS
• COMPLEMENTO POR REACTIVA: Se aplica como unporcentaje sobre un valor fijado revisable anualmente de 83,717 €/MWh (2009). El porcentaje se encuentra comprendido entre -4% y 6%. En las horas punta se bonifica la generación de
reactiva, mientras que en las horas valle su absorción.
REE 60% 65% 70% 75%
CE €/MWh 3,33 6,14 8,56 10,65
BOE)en(publicadogasdeprimamateriaCostex1/REE)–(1/REEminx1,1CE
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MARCO LEGALRD 661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD:VENTA A TARIFA(IV)
• COMPLEMENTO POR DISCRIMINACION HORARIA – Voluntario – Se aplica un factor a la tarifa de 1,37 en horas punta/llano y 0,64
en horas valle
– Interesante para funcionamientos con programas base < 6000h/año
• DESVIOS – Todas las plantas están obligadas a presentar una previsión de
producción al operador del mercado (OMEL). Los incumplimientosde esta previsión conlleva un coste de desvíos
– Las previsiones a OMEL se pueden realizar a través de unrepresentante: Agente vendedor
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MARCO LEGALRD661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD:VENTA A MERCADO
reactivaoComplementEficienciaoComplementPrimalibremercadoelenobtenidofinalPrecionRetribució
Primas Grupo a.1.1. (gas natural)
Potencia (MW) Prima €/MWh
<0,5 -
0,5 < P < 1 -
1 < P < 10 38,519
10 < P < 25 31,795
25 < P < 50 28,367
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MARCO LEGALRD 661/2007: REVISION DE PRIMAS Y TARIFAS
• Las primas y tarifas se establecen para toda la vida útil del proyecto• Para los grupos a.1.1. (cogeneraciones a gas) y a.1.2. (cogeneraciones
derivados del petróleo), las primas y tarifas se revisan en BOEtrimestralmente en función de la evolución del precio del combustiblecorrespondiente y del IPC
• Las primas y tarifas de las instalaciones que se pongan en servicio a partir dela publicación del RD661/2007 sufrirán una corrección por antigüedad unavez cumplidos 10 años desde la puesta en servicio.
• Las primas y tarifas de las instalaciones que se encuentren en servicio en elmomento de publicarse el RD661/2207 sufrirán una corrección porantigüedad una vez cumplidos 10 años desde la publicación del citado RD, ouna vez cumplidos 15 años desde su puesta en servicio, lo que antes ocurra.
• Cualquier inversión en reposición >50% de la inversión inicial de la plantadará lugar a una nueva puesta en servicio a efectos de revisión de primas y
tarifas• En el año 2010 (y a partir de ahí cada 4 años), o una vez cumplido el
objetivo de 9215 MW instalados en cogeneración, se revisarán las primas ytarifas de acuerdo a los objetivos del Gobierno. Esta medida será deaplicación para las nuevas plantas, sin carácter retroactivo para las existentes
en cada momento.
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MARCO LEGALOTROS REGLAMENTOS Y NORMATIVAS
– Directiva Europea 2004/08/CE de fomento de lacogeneración
– RD 616/2007, de 11 de mayo, de fomento de lacogeneración
– Orden ITC/1522/2007, de 24 de mayo, por la que seestablece la regulación de la garantía de origen de laelectricidad procedente de fuentes de energíasrenovables y cogeneración
– Código Técnico de la Edificación (CTE) – Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edificios
(RITE)
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PRODUCTOS CATERPILLAR
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PRODUCTOS CATERPILLARGAMA 500 kWe – 1000kWe
MODELO CATERPILLAR POTENCIA ELECTRICA RENDIMIENTO ELECTRICO CALEFACCION / ACS FRIO 1 EFECTO FRIO 2+1 EFECTO
kWe % kWt kWf kWf
G3508 514 37,4 600 432 556
G3516B 1030 38,0 1407 745 967
G3512E 991 41,6% 1035 1013 1380
Prestaciones
Condiciones de funcionamiento
MODELO CATERPILLAR Tª Circuitos refrigeración Tª Gases de escape Tª postenfriador Emplazamiento
ºC ºC ºC
G3508 99 474 32 500m, 25ºC
G3516B 91 562 46 450m,25ºC
G3512E 99 460 54 500m,25ºC
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PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. CARACTERISTICAS
– Sin necesidad de edificaciones – Concepto Plug&Play – Reducción del espacio ocupado – Diseño probado y replicable
– Movilidad – Fácil financiación
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PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ALCANCE
– Grupo motogenerador G3508 / G3512E / G3516B – Cuadro de potencia BT
– Instalación BT – Cuadro de control – Cuadro de mando y protección de auxiliares – Recuperador de gases de escape – Intercambiadores de calor
– Silencioso de gases de escape – Distribuidor de gases de escape – Equipos de refrigeración auxiliar: Torres / aeros – Tuberías
– Sistema de lubricación – Grupos de bombeo – Equipos de medida de energía térmica – Ventilación – Instalación de gas
– Contenedor autoportante insonorizado
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PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ESQUEMAS I
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PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ESQUEMAS II
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PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ESQUEMAS III
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PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ESQUEMAS IV
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EJ EMPLO TIPO
Planta de cogeneración de 1MWe en un centro comercial
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EJ EMPLO TIPOPLANTA DE COGENERACION DE 1MWe EN UN CENTRO COMERCIAL
– Grupo motogenerador CATERPILLAR G3516B 1 MWe, 1500 rpm, a gasnatural, 400V
– Producción de agua enfriada 7/12ºC para satisfacer la demanda base derefrigeración de confort del centro. Producción de frío por absorción dedoble efecto en grupo accionado a partir de los gases de escape delmotor y por absorción de simple efecto a partir de los circuitos derefrigeración de alta temperatura del motor
– Sistema redundante al sistema de producción de frío convencional(enfriadoras por compresión mecánica accionadas eléctricamente) – Refrigeración de motor, grupo de absorción, y enfriadoras eléctricas
mediante batería de torres de refrigeración – Interconexión eléctrica en 25 kV en paralelo con la red, con vertido de
producción neta de electricidad – Programa de funcionamiento 4000 h/año, conforme a periodos eléctricosP1 – P5 (incluyendo agosto)
PLC
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59
CDVR
S
N
400:v3V/110:v3V
27 47
x3
Kw
mA
Ex G1 CATG3516BMOTORGAS
PLC
81
25A
4632
F/F S?V=0
MultimedidorDigital
1500rpm
3x400V24V
400V3F+N50Hz1177kWFP=0. 8
x3
x1x3x3 2000/5ACl. 5P10
PLC
50
PLC
x351
I >> PLCI >M
x1
x1
Q52G1In=2000A
RZ1-K0.6-1kV3. 5x[6x[1x240mm²]]
ADEMIII
EMCPII+
PLC
LOADSHARE PLC
x32000/5ACl. 0.5
400V/110V
PLC
400V/110V
x3
x3
L&Gmod: ZMU202.4cr14r45+RMC. TM1A/110
MEDIDAFACTURACI ON
R50O2A
ACT1x600kVA
M
Q52R2
PLC
In=400A
63Bx1
1600kVA
Dyn1115kV±2.5±5%
6%Ucc
0.42kV
50Hz
63L
x126
x1
S89T2
In=80A
PLC
PLC
RHZ1-K12-20kV3x[1x150mm²]
x1100/5ACl. 5P10
50N PLC
x151N
x3
x3
L&Gmod: ZMU202.4cr14r45+RMC. TM1A/110
MEDIDAGENERACI ON
R50O2A
RHZ1-K12-20kV3x[1x150mm²]
M
Q52R1
TT: 22:v3kV/0.11:v3kV-0.11:3kVTI: 40/5-5ACl. 0.2S+5P20Cl. 0.2+3P
PLC
In=6A
x3 In=400AR50O2A
TT: 16,5:v3kV/0.11:v3kV-0.11:3kVCl. 0.2+3P
FunciónANSI: 3x50/51+50N/51N3x27+3x59+1x59N+81M/m
RelémultifunciónProtecciónREDPLC
RHZ1-K12-20kV3x[1x150mm²]
S89R1
S89R2
ENTRADARED
CENTR O DE SECCI ONAMIE NTO Y MEDI DA
T 2
· CUAD RO de potencia incluy endo interruptor de eje cución fija 2. 500 A + trafos de protección y medid a.
· CUADR O de servicios a uxiliares incluídos en el cerra miento.
SUMI NI STRO FSA
· CUADROde control dotadode PLC, pantall a táctil, regulador electrónicode repartode carga, regulador de tensión, etc.· CABLEADOde interconexión de potencia entre bornas de generador y cuadrode potencia.· CABLEADOde ali mentación para todos los receptores eléctricos incluídos dentrodel cerramiento.· I NSTALACI ONESELÉCTRI CASde alumbrado normal y de emergencia ytomas de corriente en sala.· CABLEADOde interconexión de control e instrumentación.
LÍM. SUM. FSA
LÍM. SUM. FSA
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AIRE DEADMISION
SILENCIADORSALIDA DE AIRE
AIRE DE
ADMISIÓN
9950
inclinacion de la c ubierta hacia alli, con canaleta de recogida
DN400
SILENCIADOR DEENTRADA DE AIRE
800
INTERCAMBIADORREFRIG. BT
INTERCAMBIADORREFRIG. BT
INTERCAMBIADORAGUA CALIENTE A
ABSORCIÓN
IN & OUTBRIDAS DIN2501 PN16 DN100
SILENCIOSO
AIRE ADMISIÓNSILENCIOSODE ESCAPE
DEPÓSITOACEITE DIARIO
INTERCAMBIADORREFRIG. AT
BRIDA CONEXIÓNENTRADA DE GAS
DN80
HUECO 5 00X200 MMSALIDA CABLESPOTENCIA
1719
8 6 3
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EJ EMPLO TIPOPLANTA DE COGENERACION DE 1MWe EN UN CENTRO COMERCIAL
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic TOTAL
Potencia eléctrica bruta corregida (1) kWe 991 991 991 991 991 991 971 971 991 991 991 991
Horas programadas funcionamiento h 339 339 339 339 339 339 339 339 339 339 339 339 4064
Disponibilidad % 93 93 93 93 93 93 93 94 93 93 93 93Horas previstas de funcionamiento h 315 315 315 315 315 315 315 318 315 315 315 315 3783
Energía eléctrica generada bruta MWhe 312 312 312 312 312 312 306 309 312 312 312 312 3736
Autoconsumos y pérdidas eléctricas % 5 5 5 5 5 5 5 6 5 5 5 5
Energía eléctrica generada neta MWhe 297 297 297 297 297 297 291 291 297 297 297 297 3546
Potencia frigorífica disponible kWf 967 967 967 967 967 967 948 948 967 967 967 967
Energía frigorífica disponible MWhf 305 305 305 305 305 305 298 302 305 305 305 305 3646
Energía frigorífica suministrada MWhf 259 259 274 289 305 305 298 302 305 289 274 259 3417% disponible cog, 85 85 90 95 100 100 100 100 100 95 90 85 94
Consumo de electricidad evitado (2) MWhe 65 65 69 72 76 76 75 75 76 72 69 65 854
Rendimiento eléctrico ISO %PCI 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 42,4
Consumo de gas natural MWhPCS 834 834 834 834 834 834 817 826 834 834 834 834 9979
72,1% > 49,5%
(1) Corrección por tª de admisión y altitud emplazamiento
(2) Siendo 4 el COP medio estacional de producción de frío mediante compresión a partir de electricidad considerado
ELECTRICIDAD
ENERGIA FRIGORIFICA
ENERGIA PRIMARIA
RENDIMIENTO ELECTRICO EQUIVALENTE (RD661/2007)
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EJ EMPLO TIPOPLANTA DE COGENERACION DE 1MWe EN UN CENTRO COMERCIAL
Documento orientativo sin valor contractual
Situación actual sin cogeneración
Compra de electricidad destinada a la producción de frío satisfecha por la cogeneración
Volumen de compra de electricidad 854 MWhe/año
Precio de compra considerado de electricidad (*): 80 €/MWhe
(*) Precio estimado conforme a estadística propia incluyendo Término de Energía, complementos e Impuesto
Especial proporcional. Excluido Término de Potencia. Precio correspondiente al periodo de funcionamiento de la
cogeneración
as o ev a o en e ec r c a : m a o
TOTAL GASTO SITUACION ACTUAL 68 m€/año
ESTUDIO DE VIABILIDAD PARA LA IMPLANTACION DE UNA PLANTA DE COGENERACION DE
1MWe EN UN CENTRO COMERCIAL
EJ EMPLO TIPO
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EJ EMPLO TIPOPLANTA DE COGENERACION DE 1MWe EN UN CENTRO COMERCIAL
Situación propuesta con cogeneración
Ingresos por venta de electricidad (RD661/07)
Energía eléctrica generada neta (*)(=vendida) 3546 MWhe/año
Precio referencia RD 661/2007 opción de venta a Tarifa
Tarifa 115,7 €/MWh
Coste desvíos -1,0 €/MWh
Complemento Eficiencia: REE(RD661/07): 72% 15,9 €/MWh
Complemento Discriminación Horaria 37,4 €/MWhComplemento Reactiva 4,2 €/MWh
Precio unitario final 172,2 €/MWh
Ingresos por venta de electricidad: 611 m€/año
(*) Descontados autoconsumos y pérdidas eléctricas cogeneración
Compras de gas natural
Consumo de gas grupo motogenerador (*) 9979 MWhPCS/añoPrecio de compra de gas natural (**) 31,0 €/MWhPCS
(*) Incluye +2% de consumo en concepto de tolerancia (+5%)
(**) Precio estimado conforme a estadística propia en el Grupo de Peaje 2.3 para el 4º trimestre de 2008
Incluye Término de Energía y Factor de Utilización (CDC)
Compra de gas natural: 309 m€/año
Gastos de explotación:
Mantenimiento integral motogenerador 40 m€/año
Mantenimientos instalaciones 15 m€/año
Tratamientos antilegionela y agua 6 m€/año
Compra de electricidad cogeneración 2 m€/año
Gestión de venta de electricidad 5 m€/año
Seguros 8 m€/año
Compras de explotación: 76 m€/año
(*) GARANTIA TOTAL durante 10 años / 36000h. A las 72000h se precisa una intervención overhaul
Incluye aceite
TOTAL GASTO SITUACION PROPUESTA -225 m€/año
AHORRO GENERADO 293 m€/año
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INVERSION
Inversión tipo 1350 m€
INDICADORES DE RENTABILIDAD
Periodo de retorno simple: 4,51 años
Rentabilidad económica (*): 20%
Rentabilidad financiera (**): 42%
(*) TIR a 15 años antes de apalancamiento financiero sin considerar valor residual en el año 15
(**) TIR a 15 años sobre fondos propios con un 70% de financiación ajena a 10 años al TIN 6,5%. Sin valor residual en año 15
FLUJO DE CAJA Inflación 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11(*) 12 13 14 15
Venta de electricidad 1,8% 622 633 644 656 668 680 692 704 717 730 632 643 655 666 678
Compra combustible 2,5% -317 -325 -333 -341 -350 -359 -368 -377 -386 -396 -406 -416 -426 -437 -448
Ahorro en electricidad 1,8% 70 71 72 73 75 76 77 79 80 82 83 85 86 88 89
Otros gastos explotación 3% -79 -81 -84 -86 -89 -91 -94 -97 -100 -103 -106 -109 -112 -116 -119
Caja antes de apalancamiento -1350 295 298 300 302 304 306 308 309 311 313 203 203 202 201 200
Caja después de apalancamiento -405 164 166 168 170 172 174 176 178 180 181 203 203 202 201 200
(*) Corrección por antigüedad (RD661/2007)de los complementos retributivos de venta de electricidad Cantidades en m€