ESTUDIO TÉCNICO- ECONÓMICO DE LA INSTALACIÓN DE … · Fig. 9. Tipo de biomasa usada en la industria para la generación de energía - 21 - Fig. 10. Orden cronológico de antecedentes

PROYECTO FIN DE CARRERA

ESTUDIO TÉCNICO- ECONÓMICO DE LA INSTALACIÓN DE UNA PLANTA DE BIOMASA PARA GENERACIÓN

ELÉCTRICA

AUTORA: ESTELA BRETAÑA DEL CAMPO

MADRID, Septiembre de 2007

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERÍA EN ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL

Autorizada la entrega del proyecto de la alumna:

Estela Bretaña del Campo

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Francisco González Hierro

Fdo.: ………………………………. Fecha: 12 /09 /07

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Claudia Meseguer Velasco

Fdo.: ………………………………. Fecha: 13 /09 /07

Estudio técnico-económico de la instalación de una planta de biomasa para generación eléctrica

-I-

AGRADECIMIENTOS


-II-

A todas y cada una de las personas que me han ayudado a realizar este

proyecto y a las que me han animado para seguir adelante.


-III-

RESUMEN


IV

El interés por el cuidado del medio ambiente y la preocupación por el estado

de la Tierra es cada vez mayor entre la población mundial. El planeta se calienta, los

polos se derriten y los fenómenos meteorológicos son cada vez más destructivos, por

lo que la conciencia ambiental está más presente en todos los aspectos de la sociedad.

Desde el reciclaje y el ahorro de agua en los hogares hasta las multas por sobrepasar

el límite de emisión de gases contaminantes a la atmósfera por parte de las industrias.

Si a esto se le añade la dependencia energética del exterior en el caso de España, el

alto precio del crudo y la conciencia de que las reservas y los recursos energéticos no

son ilimitados hace que se busquen distintos métodos para conseguir un desarrollo

sostenible.

Organismos públicos nacionales, para fomentar el crecimiento autóctono en

cuanto a energía se refiere y luchar por preservar el entorno, han establecido unos

objetivos para el 2010, plasmados en el Plan de Energías Renovables. Para ello, se

incentiva la producción y uso de energías renovables con diferentes descuentos y

ayudas.

El presente proyecto estudia el vector económico y técnico de la instalación

de una planta de generación de energía eléctrica utilizando una de las energías

“verdes” que el Gobierno actualmente quiere fomentar: la biomasa.

Tras un pequeño estudio del arte, se realiza un breve análisis de diferentes

tipos de biomasa para elegir finalmente uno (orujillo), que será el combustible de la

planta ubicada en la provincia de Ciudad Real. Dicho lugar también se elige a través

de la búsqueda de una zona adecuada para obtener la biomasa seleccionada. Una vez

realizada la parte técnica, se elabora la viabilidad de un proyecto de estas

características.

Se plantean ocho opciones según el Real Decreto utilizado (436/2004 ó

661/2007) para el establecimiento de las tarifas y las primas por la producción de

energía eléctrica; y el coste de la biomasa, con un escenario favorable y otro

desfavorable.


V

Con los datos obtenidos se concluye que la mejor forma de venta de energía

es según una tarifa fija, sea cual sea el escenario. Dentro de ello, el nuevo RD 661 de

2007 fomenta en mayor medida la generación eléctrica con esta energía renovable ya

que se obtiene una mayor tasa interna de rentabilidad (20,14 % en la situación real de

coste de la biomasa). Aunque la modificación del Real Decreto mejore las

rentabilidades, ésta depende en gran medida del coste de la biomasa

Actualmente, el precio de la biomasa ha subido bastante, estando más acorde

con el escenario pesimista estimado por la APPA que por el precio calculado en el

PER 2005-2010. Aún así la alternativa más rentable es la anteriormente mencionada.

Un proyecto de estas características debería obtener ayudas o subvenciones

debido al fomento de las energías renovables que el gobierno nacional se ha

propuesto. En caso de que no se pudieran crear incentivos económicos, se sugiere el

aumento de los costes medioambientales a centrales térmicas o eléctricas que menos

colaboren con la preservación del entorno y el desarrollo sostenible.

Hay que tener en cuenta que una gran cantidad de biomasa española se

exporta a otros países de Europa, que aún pagando el triple por la materia prima,

obtienen mayores recompensas y gratificaciones por la utilización de energías

limpias. Se deduce, que no somos capaces de aprovechar todo el potencial biomásico

que tenemos y que por lo tanto, no cuidamos tanto como quisiéramos nuestro

planeta.


VI

ABSTRACT


-VII-

There is a growing interest for taking care of the environment. Also, the earth

state situation increasingly worries people from all over the world. The planet keeps

warmer, poles melt and meteorological phenomena get more and more destructive.

Therefore, the environmental warning is widely present in every aspect from the

society; from recycling and saving water at home to fines due to overcoming gas

emission limits. That pollutes the atmosphere because of industries. Also, the energy

dependency and the awareness that energetic reserves and energetic resources are

limited makes being in the necessity of searching new methods to achieve an

appropriate development.

National Public Institutions have established some objectives for the year

2010 found in the Spanish Renewable Energy Plan for 2005-2010. These objectives

aim to promote the autochthonous growing in terms of energy and to fight for

preserving the environment. For that, the production and use of energies is promoted

by different reductions and bonus.

This project studies the economic and technical vector of a power plant

installation using green energy sources that the Government is trying to promote:

biomass.

After a small art study, a brief analysis from different types of biomass was

carried out to finally select one (“orujillo”, olive waste). This will be the fuel for the

biomass plant located in Ciudad Real. This place is also chosen through the search of

some appropriate areas to obtain the selected biomass. Once the technical part has

been developed, the elaboration of the viability of a project with these particular

characteristics takes place.

Eight options consider according to the Real Decree used (436/2004 or

661/2007) for the establishment of the tariffs and the premiums by the production of

electrical energy; and the cost of the biomass, with a favorable scene and another

unfavorable one.


VIII

With the obtained information, it is reached to the conclusion that the best

way to sell energy is establishing a fixed tariff. In this sense, the new Real Decree

661/2007 promotes the use of this renewable energy since a higher Internal Rate of

Return (IRR) is obtained (20,14%).

Nowadays, the price of the biomass has raised a lot, being agreed with the

pessimistic scene considered by the APPA that by the price calculated in PER 2005-

2010. Even so the most profitable alternative is previously mentioned.

A project of these characteristics would have to obtain subventions due to the

promotion of the renewable energies that the national Government has proposed. In

case economic incentives could not be created, it is suggested that the Government

should increase the environmental costs for Thermal Power Stations and Power

Stations that do not collaborate with the preservation of the environment and the

sustainable development.

It is necessary to take into account that a great amount of Spanish biomass is

being exported to other countries in Europe. Although these countries pay three times

more for raw materials, they obtain bonuses for the use of clean energies. This fact

means that Spain does not take advantage of the biomass potential, therefore, we do

not take care of our planet so much we would like to.


IX

ÍNDICE


-X-

Página

AGRADECIMIENTOS I

RESUMEN III

ABSTRACT VI

ÍNDICE VIII

ÍNDICE DE FIGURAS XII

ÍNDICE DE TABLAS XIV

PARTE I: INTRODUCCIÓN - 1 -

1. INTRODUCCIÓN - 2 - 1.1 GENERACIÓN ELECTRICA - 4 - 2. OBJETO DEL PROYECTO - 7 - 3. JUSTIFICACIÓN - 10 - 3.1 LA BIOMASA COMO VECTOR ENERGÉTICO - 13 - 3.2 UTILIZACIÓN DE RESIDUOS - 15 - 3.3 POTENCIAL ENERGÉTICO DE LA BIOMASA - 17 - 4. ANTECEDENTES - 19 -

PARTE II: ESTUDIO TÉCNICO - 23 -

5. ESTUDIO DE LA M. PRIMA - 24 - 5.1 PAJA DE CEREAL - 25 - 5.2 ORUJILLO DE ACEITUNA - 25 - 5.3 CHOPO - 26 - 5.4 CARDO - 26 - 6. ESTUDIO DE LA UBICACIÓN - 29 - 6.1 JUSTIFICACIÓN DE LA DECISIÓN - 32 - 7. PROCESOS DE CONVERSIÓN - 35 - 7.1 MÉTODOS TERMOQUÍMICOS - 36 - 7.2 MÉTODOS BIOLÓGICOS - 40 - 8. UTILIZACIÓN DE LA BIOMASA - 42 - 8.1 USO ENERGÉTICO - 43 - 8.2 CO-COMBUSTIÓN - 45 - 8.3 BIOCOMBUSTIBLES - 45 - 8.4 OTRAS APLICACIONES - 45 -


XI

PÁGINA 9. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA - 46 - 9.1 INTRODUCCIÓN - 47 - 9.2 PROCESO DE OBTENCIÓN DEL COMBUSTIBLE - 52 - 9.3 PROCESO DE COMBUSTIÓN - 59 - 9.4 DATOS TÉCNICOS - 62 - 10. EVALUACIÓN DEL USO DE LA BIOMASA - 63 - 10.1 ASPECTOS BÁSICOS DE LA BIOMASA - 64 - 10.2 VENTAJAS AMBIENTALES DE LA PLANTA DE ORUJILLO - 66 -

PARTE III: ESTUDIO ECONÓMICO - 67 -

11. CONSIDERACIONES PREVIAS - 68 - 12. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN - 71 - 12.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN DE INVERSIONES - 72 - A) VAN -72- 12.2 MODELO ECONÓMICO - 74 - A) DATOS - 74 - 13. FINANCIACIÓN - 89 - 14. CONCLUSIONES - 92 - 15. GLOSARIO DE TÉRMINOS Y SIGLAS - 96 - 16. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS - 101 -

PARTE IV: ANEXOS - 105 -

ANEXO A: CÁLCULOS - 106 - ANEXO B: PRESUPUESTO - 115 - B.1 INVERSIÓN INICIAL - 116 - B.2 ESTIMACIÓN COSTE DE LA BIOMASA - 117 - ANEXO C. LEGISLACIÓN - 118 - C.1 RD 436/2004 - 119 - C.2 RD 661/2007 - 119 - CATEGORÍA A) COGENERACIÓN - 119 - CATEGORÍA B) ENERGÍAS RENOVABLES - 120 - CATEGORÍA C) VALORIZACIÓN ENERGÉTICA DE RESIDUOS - 123 - C.3 LEY 1/ 2007 DE LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE CASTILLA - LA MANCHA - 123 -


-XII-

FIGURAS

ÍNDICE DE


XIII

FIGURA Página

Fig. 1. Tipos de biomasa - 3 - Fig. 2. Esquema de generación, transporte y distribución de la energía eléctrica - 5 - Fig. 3. Mapa de las centrales eléctricas españolas - 6 - Fig. 4. Instalación de combustión de crudo en Iraq - 7 - Fig. 5. Estructura de la producción eléctrica total española en 2004 - 12 - Fig. 6. Estructura de la producción eléctrica española en r. especial en 2004 - 13 - Fig. 7. Generación de biomasa - 14 - Fig. 8. Residuos ganaderos - 16 - Fig. 9. Tipo de biomasa usada en la industria para la generación de energía - 21 - Fig. 10. Orden cronológico de antecedentes en cultivos energéticos - 21 - Fig. 11. Orujillo de diámetro superior a 710 micras - 26 - Fig. 12. Distintos tipos y formatos de biomasa - 28 - Fig. 13. Fuentes de biomasa en Castilla – La Mancha - 31 - Fig. 14. Evolución de la producción de aceituna en CLM - 32 - Fig. 15. Mapa de las subcomarcas de La Mancha - 34 - Fig. 16. Transformación de biomasa en energía - 37 - Fig. 17. Diagrama de un proceso de gasificación para producción eléctrica - 39 - Fig. 18. Esquema de planta de aprovechamiento de orujo con mecanización - 41 - Fig. 19. Esquema de cogeneración con turbina de gas - 44 - Fig. 20. Caldera de biomasa con parrilla móvil - 50 - Fig. 21. Esquema básico de una planta de generación eléctrica con biomasa - 52 - Fig. 22. Descarga de aceituna en tolva - 53 - Fig. 23. Centrífuga vertical - 56 - Fig. 24. Fases del proceso de elaboración del aceite de oliva - 58 - Fig. 25. Esquema del ciclo de Rankine y su diagrama T-S en el proceso no ideal- 60 - Fig. 26. Alabes de una turbina de vapor - 60 - Fig. 27. Esquema de una planta de biomasa para producción eléctrica - 61 - Fig. 28. Esquema del ciclo de CO2 en la biomasa - 65 - Fig. 29. Análisis gráfico del TIR en un mercado optimista, según RD 436/2004 - 77 - Fig. 30. Análisis gráfico del TIR en un mercado optimista, según RD 661/2007 - 80 - Fig. 31. Análisis gráfico de la rentabilidad del proyecto en un m. optimista - 81 - Fig. 32. Análisis gráfico del TIR en un m. pesimista, según RD 436/2004 - 84 - Fig. 33. Análisis gráfico del TIR en un mercado pesimista, según RD 661/2007 - 87 - Fig. 34. Análisis gráfico de la rentabilidad del proyecto en una s. pesimista - 87 - Fig. 35 Sensibilidad del TIR según el precio de la biomasa - 88 -


-XIV-

TABLAS

ÍNDICE DE


XV

TABLA Página

Tabla 1. Previsión de reservas energéticas a ritmo de producción actual, según AIE - 11 - Tabla 2. Previsiones del incremento del aporte de biomasa según PER 2005-2010 - 17 - Tabla 3. Estimación del peso de la biomasa en los objetivos globales del PER - 18 - Tabla 4. Características de las biomasas estudiadas como combustibles - 27 - Tabla 5. Objetivos energéticos para 2010 en el área de biomasa por CCAA - 30 - Tabla 6. Superficie dedicada a cultivos energéticos en España - 31 - Tabla 7. Producción de aceite en Castilla – La Mancha en 2003 - 33 - Tabla 8. Biomasa versus combustibles fósiles - 66 - Tabla 9. Flujos de caja anuales a tarifa fija, RD 436/2004, escenario optimista - 75 - Tabla 10. Índices de rentabilidad de la alternativa 1.1 - 76 - Tabla 11. Flujos de caja anuales a precio pool, RD 436/2004, escenario optimista - 76 - Tabla 12. Índices de rentabilidad de la alternativa 1.2 - 76 - Tabla 13. Flujos de caja anuales a tarifa fija, RD 661/2007, escenario optimista - 78 - Tabla 14. Índices de rentabilidad de la alternativa 1.3 - 78 - Tabla 15. Flujos de caja anuales a precio pool, RD 661/2007, escenario optimista - 79 - Tabla 16. Índices de rentabilidad de la alternativa 1.4 - 79 - Tabla 17. Flujos de caja anuales a tarifa fija, RD 436/2004, escenario pesimista - 82 - Tabla 18. Índices de rentabilidad de la alternativa 2.1 - 82 - Tabla 19. Flujos de caja anuales a precio pool, RD 436/2004, escenario pesimista - 83 - Tabla 20. Índices de rentabilidad de la alternativa 2.2 - 83 - Tabla 21. Flujos de caja anuales a tarifa fija, RD 661/2007, escenario pesimista - 85 - Tabla 22. Índices de rentabilidad de la alternativa 2.3 - 85 - Tabla 23. Flujos de caja anuales a precio pool, RD 661/2007, escenario pesimista - 86 - Tabla 24. Índices de rentabilidad de la alternativa 2.4 - 86 - Tabla 25. Resumen de la rentabilidad de todas las alternativas - 88 - Tabla 26. Venta anual de energía a tarifa fija según RD 436/2004 - 108 - Tabla 27. Venta anual de energía a precio de mercado según RD 436/2004 - 109 - Tabla 28. Venta anual de energía a tarifa fija según RD 661/2007 - 110 - Tabla 29. Venta anual de energía a precio de mercado según RD 661/2007 - 111 - Tabla 30. Costes anuales de la biomasa necesaria para el escenario optimista - 113 - Tabla 31. Costes anuales de la biomasa necesaria para el escenario pesimista - 114 - Tabla 31. Estimación del presupuesto - 116 - Tabla 31. Valorización del orujillo como biomasa según la APPA - 117 - Tabla 32. Cuadro de tarifas y primas del grupo b.8) según RD 661/2007 - 122 -


- 1 -

INTRODUCCIÓN I


- 2 -

Introducción 1


- 3 -

Ante la situación actual del medio ambiente y del cambio climático que

vivimos, la sociedad debe buscar otras fuentes de energía alternativa al petróleo y

menos contaminantes para poder conservar la Tierra, nuestro hogar.

Una de las energías renovables a usar es la biomasa, pero en este proyecto no

se tratará desde el aspecto de los biocombustibles tan de moda en la actualidad, si no

de la generación de energía eléctrica.

La biomasa es materia orgánica originada en un proceso biológico que se

incorpora a unos procedimientos artificiales que utiliza el hombre para obtener unos

bienes de consumo, como combustible o energía. Por lo tanto se llama así al

combustible energético que se obtiene directa o indirectamente de los recursos

biológicos. La energía de biomasa procede de la madera, residuos agrícolas y

estiércol. Esta energía es renovable continuamente. Al contrario de las energías

eólica y solar, la de la biomasa es fácil de almacenar. En cambio, maneja enormes

volúmenes de combustible que hacen que su transporte sea costoso y constituye una

prueba a favor de su utilización local y sobre todo rural.

Fig. 1. Tipos de biomasa


- 4 -

Los agricultores ven en la industria bioenergética una oportunidad de negocio

pero existe una incertidumbre sobre el tema, ya que debería haber más incentivos

para poder beneficiarse de este negocio y crear un marco legal para la utilización de

la materia prima nacional en estas plantas de transformación.

Son varios los factores que llevan al sector de la agricultura a buscar una

salida a las más de 2.000.000 de hectáreas que se han abandonado en el país en los

últimos diez años, entre los que se encuentra el impacto ambiental de las emisiones

contaminantes en el sector energético y la subida del barril de crudo en los mercados

internacionales.

Los cultivos energéticos son un proyectos piloto, inicialmente de

investigación y desarrollo, que no son atractivos por su rentabilidad a los

agricultores, sólo los llevan a cabo cuando los precios son muy bajos en su negocio

habitual. De hecho, el precio al que se paga el KWh producido en una planta de

biomasa no es suficiente para que el proyecto sea rentable.

La preocupación por el medio ambiente, el interés por la naturaleza y por

aprender más sobre alternativas energéticas me ha llevado a realizar este estudio

técnico-económico sobre una planta de biomasa.

1.1 GENERACIÓN ELÉCTRICA

Hasta que a un consumidor de cualquier tipo (industrial o doméstico) le

llegue la energía eléctrica en buenas condiciones, es necesario producirla y

transportarla hasta los puntos de consumo. Para ello, el esquema eléctrico se basa en

centros de generación y en redes de transporte y distribución. El primer tipo de red

tiene mayor capacidad y traslada la energía de un punto geográfico a otro. En

cambio, las segundas la llevan desde las redes de transporte hasta los consumidores

finales. Y en consecuencia, la tensión y la capacidad de este tipo de red son menores.


- 5 -

Fig. 2. Esquema de generación, transporte y distribución de la energía eléctrica

La generación eléctrica distribuida se define como la producción de

electricidad por generadores colocados, o bien en el sistema eléctrico de la empresa,

o en el sitio del cliente, o en lugares aislados fuera del alcance de la red de la

distribución. La capacidad de dichos generadores se extiende desde pocos vatios

hasta 10 Mw (algunos autores lo limitan en 100 Mw).

La tecnología, disponible para proyectos de generación eléctrica distribuida

(GED), incluye todo tipo de energías renovables como de energía convencional

(máquinas de combustión interna, máquinas de combustión externa, microturbinas

etc.) y hasta las células de combustible, baterías, superconductores y condensadores.

La producción de GED permite una economía de producción a gran escala por lo que

sus costes disminuyen con una producción masiva.

Transformador Central

Red de distribución

Red de transporte


- 6 -

Este tipo promueve las energías renovables y la eficiencia, contribuyendo a

la lucha contra las emisiones de los gases de efecto invernadero y aportando un

mayor desarrollo sostenible.

En los países desarrollados como España, los beneficios de la GED se

distribuyen tanto a las empresas eléctricas como a los consumidores. La primera

puede evitar inversiones para mejorar la red de transporte y de distribución, en

cuanto a los segundos tienen la capacidad de convertirse en productores. Esto puede

provocar grandes cambios en el sistema social, ampliando el número de las personas

que tomen decisiones sobre la producción de energía y el reparto de una parte de los

ingresos del sector a más gente.

Fig. 3. Mapa de las centrales eléctricas españolas


- 7 -

En el otro lado está la generación tradicional que se basa en grandes centrales

(en su mayoría térmicas con diferentes combustibles fósiles) y una red de

transmisión y distribución de energía, de modo que todas las centrales están

interconectadas a la red formando el sistema eléctrico. Dicho sistema debe satisfacer

la demanda según se genere cada día. El control del sistema eléctrico está

centralizado, de manera que las centrales se activan en función del precio de la

unidad eléctrica que se oferte en el mercado (sistema no regulado), o con la central

que genera con los costes menores, en el sistema regulado.

Sin embargo, las grandes centrales hidráulicas son las únicas plantas de

energía renovable que contribuyen significativamente en la producción de

electricidad.

Las ventajas e inconvenientes de cada tipo de generación se dividen en cuatro

tipos: construcción y desmantelamiento, impacto ambiental, servicio, y

funcionamiento. En general, lo que para la generación tradicional se cuenta como

problema para la distribuida se puntúa positivamente.

Fig. 4. Instalación de combustión de crudo en Iraq


- 8 -

2

del proyecto

Objeto


- 9 -

Estudiar la viabilidad de una inversión en una planta de biomasa alimentada

con uno o varios tipos de biomasa con el fin de producir energía eléctrica. Ésta, se

venderá a la red prácticamente en toda su totalidad, exceptuando el porcentaje

destinado al propio consumo de la planta.

Aunque los principales objetivos con los que se realiza este proyecto final de

carrera son poner en práctica algunos de los conocimientos adquiridos a lo largo de

la carrera a la vez que se descubre otras áreas y métodos de aprendizaje menos

utilizados, y como se ha citado antes, aprender a desarrollar un análisis económico y

de viabilidad de un proyecto, en este caso, de energías renovables. Existen otro tipo

de fines en el trabajo relacionados con el medio ambiente como los que a

continuación se definen:

o Analizar más profundamente el funcionamiento de una planta de

transformación de energía a través de cultivos energéticos u otra biomasa.

o Profundizar sobre las diferentes alternativas sostenibles que existen para

producción de energía en la industria.


- 10 -

Justificación 3


- 11 -

Este apartado tiene la finalidad de hacer un balance de la situación en que se

encuentra el ámbito de la biomasa y su aprovechamiento energético, colocándose en

general las energías renovables en un creciente auge y la biomasa encabezándolo

(14% del balance de energía primaria mundial).

Es de señalar la dependencia energética de la sociedad y la gran correlación

de ésta con la capacidad económica de cada país. Así se puede establecer una

relación entre bienestar y consumo de energía, pues un alto consumo de energía

significa una economía creciente.

RESERVAS HASTA

(años)

Petróleo 40,3

Gas natural 62

Carbón 216

Energía nuclear 250

Tabla 1. Previsión de reservas energéticas a ritmo de producción actual, según AIE

La implantación de nuevos recursos energéticos se fundamenta

principalmente por las siguientes puntualizaciones:

o Sustituciones en el uso de energías primarias debido a la aparición de

nuevas tecnologías, la disponibilidad de nuevos recursos la aparición de

consumos específicos de energías más limpias y respetuosas con el

medio y precios más competitivos.


- 12 -

o El actual crecimiento de precios de los recursos energéticos, centrándose

en la crisis energética iniciada en octubre de 1973 con la subida de los

precios de los crudos y con restricciones de oferta aplicadas por los

países de la OPAEP (Organización de los Países Árabes Exportadores de

Petróleo), y alimentada por hechos similares en los años siguientes. Todo

esto hace que se resienten las grandes economías importadoras del “oro

negro” y se busquen alternativas.

o Nuestro planeta cuenta todavía con recursos energéticos suficientes para

continuar abasteciendo durante al menos tres cuartos de siglo consumos

similares a los actuales. Aunque desde la perspectiva económica el plazo

parece no preocupante para algunos, pero puede parecer demasiado breve

para el futuro bienestar de la humanidad. Considerando que Europa es

pobre en recursos energéticos, sobre todo en lo referente a hidrocarburos

(principal recurso energético en el último cuarto de siglo), aunque

dispone de abundante carbón.

Fig. 5. Estructura de la producción eléctrica total española en 2004


- 13 -

o Cambio de mentalidad de la sociedad y concienciación de que las

reservas y los recursos energéticos no son ilimitados, junto con la idea de

ahorrar energía y no despilfarrar haciendo entre todos un desarrollo

sostenible y respetuoso.

o Disminuir nuestra dependencia del exterior de las fuentes de producción

de energía eléctrica, así como ayudar al crecimiento autóctono.

o Considerables perspectivas futuras de energías renovables, debido a los

apoyos nacionales y un crecimiento considerable en el Balance

Energético Nacional llegando a alcanzar un 10% en los años venideros.

Fig. 6. Estructura de la producción eléctrica española en r. especial en 2004

3.1 LA BIOMASA COMO VECTOR ENERGÉTICO

Actualmente, más del 80% de nuestro abastecimiento energético proviene de

energías fósiles, otro 13% de energía nuclear, y solamente alrededor del 6% de

energías renovables. Este 94% no renovable conlleva importantes implicaciones

medioambientales y una fuerte dependencia del abastecimiento exterior.


- 14 -

La materia vegetal que existe sobre la Tierra constituye un importante recurso

energético, cuya utilización racional puede reemplazar una parte sustancial de los

combustibles fósiles que hoy utilizamos.

Fig. 7. Generación de biomasa

Los cultivos energéticos son cultivos enfocados a la producción de biomasa

transformable en combustible para generación térmica o eléctrica (para este proyecto

se descartan los cultivos para la producción de biocombustibles). Pueden ser cultivos

tradicionales o específicamente energéticos. Por lo tanto, a la hora de seleccionar un

cultivo u otro, los parámetros en los que basarse son la producción de la materia seca

y el contenido energético de dicha materia. Cuanto más elevados sean estos índices,

mejor para la instalación.

Los cultivos leñosos y los residuos de cultivos agrícolas y de las industrias

derivadas tendrán que secarse para obtener un poder calorífico del mismo orden que

los lignitos, carbones y hullas grasas. Sin embargo, respecto a los combustibles

fósiles presenta las siguientes ventajas:


- 15 -

- Bajo contenido en cenizas, escorias y azufre.

- Bajas emisiones de óxidos de azufre y óxidos de nitrógeno.

- No da lugar a emisión de metales pesados ni hidrocarburos.

- El aprovechamiento de un residuo que hace que está materia se

convierta en recurso.

- Puede considerarse un combustible neutro frente a las emisiones de

CO2, pues su producción en la combustión se compensa con la

fijación del mismo en el crecimiento vegetal.

3.2 UTILIZACIÓN DE RESIDUOS

De un modo general los residuos se pueden clasificar en tres grandes grupos:

agrarios, industriales y municipales o urbanos. Los primeros son los residuos

generados como consecuencia del sector primario de la actividad humana, y que a su

vez se pueden clasificar en agrícolas, forestales y ganaderos. Los segundos proceden

del sector industrial y los terceros están integrados por los residuos que se producen

en los núcleos de población debido a procesos de fabricación, transformación,

utilización, consumo y limpieza que se dan en las ciudades. La mayor parte de estos

residuos son orgánicos, conformando biomasa residual, por tanto suponen un enorme

potencial para la producción de energía.


- 16 -

Fig. 8. Residuos ganaderos

Los residuos y subproductos agrarios y agroindustriales:

- Es una biomasa, que ya existe (que no hay que producir) y que en gran

medida, no es utilizada con otros fines.

- En muchos casos, la eliminación de dichos residuos constituye un grave

problema (puede originar contaminación) y de costosa resolución, en

términos económicos y energéticos.

En cualquier caso, conviene recordar que el aprovechamiento

energético de la biomasa supone convertir un residuo, ya que una parte de ella

para fines energéticos procede de materiales residuales, en un recurso.


- 17 -

3.3 POTENCIAL ENERGÉTICO DE LA BIOMASA

Hoy en día la potencia actual de la biomasa se cifra, a nivel mundial, en

2.859 EJ/año y su potencia utilizable de forma sostenible con las tecnologías

actuales se estima en unos 270 EJ/año. La utilización estimada de la biomasa es

de 33-55 EJ/año, constituyendo así una de las principales fuentes de energía

primaria a nivel mundial.

Toda la energía acumulada en la biomasa procede de la energía solar

que las plantas son capaces de captar, mediante el proceso de fotosíntesis y

transformación en energía química. Las plantas actúan por tanto como

máquinas captadoras y acumuladoras de energía. Este almacenamiento de

energía tiene un coste nulo y no existen pérdidas.

Tabla 2. Previsiones del incremento del aporte de biomasa según PER 2005-2010

Como se puede observar en la Tabla 2, el mayor crecimiento se estima en la

producción eléctrica, estando la térmica más asentada en el momento en el que se

estudió la generación de energía a través del uso de la biomasa.

El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE),

dependiente del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, elaboró el Plan de

Energías Renovables (PER) donde se muestra la situación actual española de todas

las energías renovables, y donde se marcan unos objetivos energéticos a cumplir en

cinco años. En dicho informe, se muestra el potencial de la biomasa en el país.

En la tabla que figura a continuación se exponen los objetivos energéticos en

términos de potencia eléctrica instalada durante el periodo 2005-2010.


- 18 -

Tabla 3. Estimación del peso de la biomasa en los objetivos globales del PER


- 19 -

Antecedentes 4


- 20 -

Ante los problemas derivados de la quema de combustibles fósiles como el

calentamiento global y la disminución de la producción de petróleo en algunos países

lo que lleva a la importación por el agotamiento de sus reservas, es necesario ver más

allá del diamante negro. Las energías de energías fósiles aumentan su precio, se

incrementa la demanda de energía y el medio ambiente se está deteriorando.

Hay que tener en cuenta que la agricultura tradicional siempre ha estado

enfocada a la producción de materias primas y hace que algunos mercados agrícolas

estén saturados.

Estos motivos son los principales para no perder la oportunidad de canalizar

la producción agrícola hacía la generación de energías renovables.

Como se verá más adelante, las instalaciones de producción energética con

biomasa se abastecen de una amplia gama de biocombustibles, desde astillas hasta

cardos y paja, pasando por huesos de aceituna y cáscaras de almendra. Esta

heterogeneidad continúa en los usos de la energía producida con biomasa, pudiendo

utilizarse para calefacción y producción de agua caliente en el sector doméstico

(viviendas unifamiliares, comunidades de vecinos, barrios o municipios enteros),

calor para procesos industriales y generación de electricidad.

Dentro de los principales biocombustibles sólidos españoles destacan los

orujillos (de aceite y de uva), los huesos de aceituna, las cáscaras de frutos secos

(tanto agrícolas, almendra; como forestales, piñón) y por supuesto los residuos de

nuestros montes y de las industrias forestales (desde cortezas hasta astillas, pasando

por costeros y serrines).


- 21 -

Fig. 9. Tipo de biomasa usada en la industria para la generación de energía

Respecto a los antecedentes relativos a los cultivos energéticos se tiene las

líneas de actuación e investigación llevadas a cabo en la Unión Europea y en España.

Fig. 10. Orden cronológico de antecedentes en cultivos energéticos

1975 1985 1995 2005

Inicio programas nacionales

I + D + I

Incorporación cultivos

energéticos a líneas

prioritarias. Programa Marco I+D

Programa multilocal

sorgo dulce

Libro Blanco de las EERR

Inicio I + D sobre

cultivos energético

PER 1999-2010

Cultivos energéticos

a líneas prioritarias

Plan Nacional

I + D

PER 2005-2010

PSE - cultivos

EU ESPAÑA


- 22 -

El objetivo del PSE-Cultivos Energéticos (período 2005-2012) es

promocionar el establecimiento comercial de los cultivos energéticos en España

mediante la determinación de los cultivos más indicados y su potencial,

así como la definición y desarrollo de las condiciones que deben

cumplirse en los aspectos técnico, económico y medioambiental para

posibilitar la implantación comercial sostenible en nuestro país.

En dicho proyecto participan 23 instituciones formadas por empresas,

organizaciones agrícolas, universidades y centros de investigación y desarrollo.

Respecto a las comunidades autónomas, de momento, son siete las que colaboran. La

intención es contar lo antes posible con 30.000 Ha cultivables e ir implantando en

ellas los cultivos para conocer su rendimiento y costes de producción en condiciones

reales.

Las especies que se cultivarán son colza, carinata, sorgo, cereales (para

producción de bioetanol), chopo, cardo y pawlonia, de momento, pero se pueden

añadir otras más adelante.

En cuanto a aplicaciones, el proyecto contempla todas las posibilidades:

producción de calor para calefacción, generación eléctrica, elaboración de

biocarburantes y gasificación.


- 23 -

TÉCNICO II ESTUDIO


- 24 -

5 Estudio de la

materia prima


- 25 -

Para la realización del proyecto se parte inicialmente de cuatro tipos de

biomasa con los que se estudiará brevemente sus características, su disponibilidad en

la zona escogida y su valor energético.

5.1 PAJA DE CEREAL

Los cultivos de cereal (cebada, trigo,…) generan muchos residuos debido a

que únicamente se utiliza el grano en la industria alimentaria. Se conoce a la paja

como el resto de la planta, y para nuestro caso, un subproducto con un cierto valor

energético. En la zona tratada, se estiman cantidades obtenidas de paja en un rango

que va desde 2.000 hasta 2.500 kg. por hectárea.

Existen dos inconvenientes en esta fuente de biomasa de características

energéticas medias (ver Tabla 4). Uno es que, debido a su composición, puede

provocar corrosión en la caldera. Se puede evitar lavando la paja pero perdería valor

energético. El segundo es el uso alternativo que existe en la ganadería, lo que podría

provocar a veces un desabastecimiento de materia.

Las pacas, lote de almacenamiento de este residuo, son elaboradas en verano,

tras la recogida del cereal, para su posterior almacenamiento y suministro. Si es

necesario, dichos lotes se impermeabilizan para su conservación.

5.2 ORUJILLO DE ACEITUNA

Éste es uno de los residuos que se obtienen en el proceso de extracción de tres

fases del aceite (el alpechín es el residuo líquido y el orujillo el sólido). Las

características energéticas de este desecho son muy buenas, como se comprueba con

la lectura de la Tabla 4, ya que su poder calorífico inferior (en adelante PCI) ronda

las 3.800 Kcal. / Kg. al 15% de humedad. Una ventaja de este recurso es que no

necesita pretratamiento de adecuación para el proceso de combustión.


- 26 -

Fig. 11. Orujillo de diámetro superior a 710 micras

5.3 CHOPO

Los cultivos arbóreos deben cumplir una serie de características para su

desarrollo como cultivo energético. Son cultivos muy interesantes porque tienen una

buena adaptabilidad para la combustión dada su bajo nivel de cenizas y alcalisis.

Para su desarrollo es necesario, además de confirmar los valores y costes de

producción, optimizar la mecanización y logística de la plantación y cosecha.

El chopo utilizado como cultivo energético leñoso tiene una alta

productividad, unos bajos inputs, el balance energético es positivo y la recuperación

de las tierras es fácil. En cambio, tiene unos altos costes de cultivo y existe el

problema en el volumen de la inversión y en el precio. Aunque dicho árbol sea de

uno de los tipos de especies arbóreas más utilizadas como biomasa, en la zona de

estudio no existe una gran superficie de estas especies, por lo que se descarta la

posibilidad de la instalación de una planta de biomasa con este cultivo.

5.4 CARDO

Es uno de los cultivos energéticos herbáceos más estudiados en el territorio

nacional debido a su adaptación a las condiciones mediterráneas.


- 27 -

Esta especie perenne puede tener una producción, dependiendo de las

condiciones meteorológicas y del tipo de terreno, de entre 10 Tn. /Ha. y 25 Tn/ Ha.

Además aguanta temperaturas bajas y temporadas de sequía. El

cardo es plurianual lo que implica costes de producción muy bajos a

partir del primer año, pero sin embargo la ocupación de las tierras es

continua y por tanto no mejora la rotación anual de cultivos.

El poder calorífico superior del cardo (Cynara cardunculus)

es de 4.000 kcal./kg. y su PCI de 3.700 Kcal./kg. Ver características del cultivo en la

Tabla 4.

ANÁLISIS EN PORCENTAJE

Paja Orujillo Cardo

Carbono 45,6 50,54 42,04

Hidrógeno 5,88 5,86 5,52

Nitrógeno 0,77 0,97 1,13

Azufre 0,12 0,07 0.12

Cenizas 6,9 4,58 12,31

Oxígeno 0 37,98 37,41,

Cloro 0,46 0 0

Humedad 11,1 0 14,5

Volátiles 74,2 72,29 69,87

Carbón fijo 18,9 22,13 20,27

PCS [kcal / kg] 3.870 4.819

(b.seca)

3.893

(b.seca)

Tabla 4. Características de las biomasas estudiadas como combustibles


- 28 -

Todos ellos se caracterizan por tener un alto contenido en carbono y oxígeno

y niveles muy bajos de azufre, lo que supone una gran ventaja frente a los

combustibles fósiles ya que no generan atmósferas peligrosas ni lluvia ácida.

Existen otros cultivos energéticos como el sorgo dulce que no se han

estudiado por su falta de adaptación a las condiciones de la zona, la poca experiencia

de esos cultivos en España y porque ciertos cultivos de regadío tienen un elevado

coste de producción.

Fig. 12. Distintos tipos y formatos de biomasa


- 29 -

6 Estudio de

la ubicación


- 30 -

Según los objetivos energéticos 2010 para el aprovechamiento energético de

la biomasa por CCAA, se tiene esta tabla resumen:

Tabla 5. Objetivos energéticos para 2010 en el área de biomasa por CCAA

Al estudiar la información aportada por la tabla anterior, se deduce que las

dos mejores regiones para un buen aprovechamiento de la biomasa son las dos

Castillas sin dejar de tener en cuenta a Andalucía.

A partir de un estudio ya realizado sobre las hectáreas de cultivos energéticos

disponibles en España, clasificado por Comunidades Autónomas, obtenemos que las

principales zonas, según este criterio, para la instalación de una planta de biomasa

serían Castilla y León y Castilla – La Mancha.


- 31 -

CCAA 2005-06

(hectáreas)

2006-07

(hectáreas) ANDALUCIA 1,64 93,90

ARAGON 528,08 7.521,73 ASTURIAS 0 0 BALEARES 0 0 CANARIAS 0 0

CANTABRIA 0 0 CLM 20.570,05 127.145,68 CYL 4.243,29 86.043,96

CATALUÑA 0 4,44 EXTREMADURA 0 337,05

GALICIA 0 0 MADRID 0 529,18 MURCIA 0 0

NAVARRA 216,63 1.338,51 PAIS VASCO 51,04 193,15

LA RIOJA 0 199,70 C. VALENCIANA 0 60,00

TOTAL 25.610,73 223.467,30

Tabla 6. Superficie dedicada a cultivos energéticos en España

La distribución de la biomasa en Castilla – La Mancha queda reflejada en el

siguiente gráfico:

Fig. 13. Fuentes de biomasa en Castilla – La Mancha


- 32 -

Como se puede comprobar, los cultivos energéticos en esta Comunidad

ocupan casi tres cuartas partes de la superficie total del terreno de biomasa.

6.1 JUSTIFICACIÓN DE LA DECISIÓN

Después del análisis de tres tipos de biomasa se elige el orujillo para la

realización del proyecto debido a que este residuo industrial agrícola es el que mayor

PCS tiene de los estudiados.

Por lo tanto, la región escogida para el estudio de una instalación de una

planta de biomasa para la producción de energía eléctrica con dicho combustible es

Castilla – La Mancha. Esta elección se basa en que una planta de este tipo con cardo

consume mucho volumen de combustible y los costes logísticos son altos, y teniendo

en cuenta que en la Comunidad optada no hay mucha superficie de Cynara

cardunculus y sí de olivares, es un aspecto importante a tener en cuenta.

Fig. 14. Evolución de la producción de aceituna en CLM


- 33 -

Aunque el cultivo leñoso predominante en Castilla-La Mancha es el viñedo,

la superficie destinada al cultivo del olivo ha ido experimentando una evolución

creciente, pasando de 274.318 hectáreas en el año 1991, a 315.624 en el 2001, lo que

supone un incremento de un 15,06%, situando a la región en el segundo lugar

nacional tras la Comunidad Autónoma de Andalucía, con un 13,33% de la superficie

olivarera nacional, y entre un 5% y un 7,5% de la producción, según datos de

UCAMAN (Unión de Cooperativas Agrarias de Castilla-La Mancha).

Una vez situada la instalación en una región amplia hay que acotar la zona. Al

basarse en los datos recogidos en el anuario estadístico de España sobre la

producción agraria del país, ordenado por el Ministerio de Agricultura, Pesca y

Alimentación, se opta por la provincia de Ciudad Real como ubicación.

Superficie total en plantación regular (Ha)

Producción de aceituna. Total (Tn)

Producción de aceituna para aderezo (Tn)

Producción de aceituna para almazara (Tn)

Aceite virgen obtenido (Tn)

Albacete 32.903 43.155 776 42.379 8.895 Ciudad Real 122.441 212.136 - 212.136 45.611 Cuenca 34.875 44.115 38 44.077 8.999 Guadalajara 26.860 14.786 45 14.741 3.022 Toledo 118.619 171.708 - 171.708 35.546 Castilla – La Mancha 335.698 485.900 859 485.041 102.073

Tabla 7. Producción de aceite en Castilla – La Mancha en 2003

Delimitamos la provincia a la comarca de La Mancha, compartida con

Albacete, Cuenca y Toledo. El emplazamiento físico de la planta se sita en la

subcomarca de Campo de San Juan (7), en la Mancha Baja.


- 34 -

Fig. 15. Mapa de las subcomarcas de La Mancha


- 35 -

7 Procesos de

conversión


- 36 -

Existen diferentes métodos que transforman la biomasa en energía

aprovechable, se exponen los dos métodos más utilizados en este momento, los

termoquímicos y los biológicos.

7.1 MÉTODOS TERMOQUÍMICOS

Se basan en la utilización del calor como fuente de transformación de la

biomasa. Están muy desarrollados para la biomasa seca, sobretodo para la paja y la

madera.

a) COMBUSTIÓN

Es la oxidación completa de la biomasa por el oxígeno del aire al aplicar altas

temperaturas (800 -1000 ºC), en esta reacción se libera agua, gas carbónico, cenizas y

calor. Este último es utilizado para el calentamiento doméstico o industrial o para la

producción de electricidad.

La tecnología más difundida a escala comercial para llevar a cabo la

combustión son las parrillas fijas, horizontales e inclinadas o las móviles y

vibratorias. Las calderas de parrilla de biomasa no son diferentes de las usadas con

otros combustibles como el carbón, si bien se incorporan modificaciones importantes

de diseño para adaptarlas al nuevo combustible. Estas modificaciones pueden ser

desde la geometría de la cámara de combustión, hasta las disposiciones de las

superficies de intercambio.

En los últimos años se está imponiendo la tecnología de lecho fluido, usado

tanto en plantas térmicas como termoeléctricas. La variante más difundida es la de

tipo burbujeante, debido a su mayor viabilidad económica en plantas relativamente

pequeñas como son las de biomasa.


- 37 -

La tecnología de lecho fluido, presenta la ventaja de trabajar a temperaturas

inferiores, lo que disminuye las emisiones de óxidos de nitrógeno y la formación de

escorias. También presenta la ventaja de poder trabajar con biomasa heterogénea y

con variabilidad del contenido de humedad.

También existen otras tecnologías de menor implantación, los hornos de

combustible pulverizado y los de combustión ciclónica.

Fig. 16. Transformación de biomasa en energía


- 38 -

b) PIRÓLISIS

Se trata de una combustión incompleta a una temperatura aproximada de 500

ºC de la biomasa en condiciones anaerobias, es decir, en ausencia de oxígeno. Se

utiliza desde hace mucho tiempo para producir carbón vegetal. Este método libera

también un gas pobre, mezcla de monóxido (CO) y dióxido de carbono (CO2), de

hidrógeno (H2) y de hidrocarburos ligeros. Este gas, de poco poder calórico, puede

servir para accionar motores diesel, para producir electricidad, o para mover

vehículos.

c) PIRÓLISIS FLASH

Es una variante de la pirolisis y se realiza a una temperatura mayor, alrededor

de 1.000 ºC, y tiene la ventaja de asegurar una gasificación casi total de la

biomasa. Se optimiza de esta forma el gas pobre. Las instalaciones en la que se

realizan la pirólisis y la gasificación de la biomasa se llaman gasógenos. El gas pobre

producido puede utilizarse directamente o puede servir como base para la síntesis de

metanol, el cual podría sustituir a las gasolinas para la alimentación de los motores

de explosión (carburol).

d) GASIFICACIÓN

Es un proceso de combustión incompleta de la biomasa, efectuado a altas

temperaturas (700-1200ºC), aunque en general, inferiores a las de combustión. Como

producto principal se obtiene un gas combustible compuesto por hidrógeno, metano

y monóxido de carbono. El poder calorífico de este gas, se sitúa en torno a los 4

MJ/Nm³.


- 39 -

La gasificación es una alternativa con mejores rendimientos que la

combustión en calderas. El empleo de motores diesel o de turbinas de gas para

quemar el gas producido puede eleva el rendimiento a valores por encima del 30%,

sin embargo ésta es una opción poco extendida.

Fig. 17. Diagrama de un proceso de gasificación para producción eléctrica

Los métodos convencionales usan el aire como agente gasificante, si bien en

ocasiones se emplea aire enriquecido en oxígeno, aumentando el poder calorífico del

gas resultante, al disminuir el contenido de nitrógeno.

El principal problema que presenta la gasificación de biomasa como

tecnología para la generación eléctrica es la limpieza del gas resultante del proceso

de las impurezas que lo acompañan.


- 40 -

La gasificación tiene una serie de ventajas:

- El gas producido es más versátil y se puede usar para los mismos

propósitos que el gas natural.

- Puede quemarse para producir calor y vapor y puede alimentar

motores de combustión interna y turbinas de gas para generar

electricidad.

7.2 MÉTODOS BIOLÓGICOS

a) FERMENTACIÓN ALCOHÓLICA

Este método convierte los hidratos de carbono de la materia prima por la

acción de microorganismos durante os o tres días bajo condiciones controladas. Es

decir, transforma la biomasa en etanol obteniendo biocombustible. Este alcohol se

produce por la fermentación de azúcares.

Actualmente existen alternativas para la producción de etanol a partir de

biomasa lignocelulosa y presentan bastante interés ya que el coste de la materia

prima es menor.


- 41 -

b) FERMENTACIÓN METÁNICA

Es la digestión anaerobia de la biomasa por bacterias. Se suele utilizar para la

transformación de la biomasa húmeda (en los fermentadores o digestores). La

celulosa es la sustancia que se degrada en un gas, el cual contiene alrededor de 60%

de metano y 40% de gas carbónico. Para este proceso se requiere una temperatura

entre 30-35 º C. Estos digestores por su gran autonomía presentan una opción

favorable para las explotaciones de ganadería intensiva aunque también su emplean

con biomasa procedente de lo RSU, lodos de depuradoras y determinados residuos

industriales.

Fig. 18. Esquema de planta de aprovechamiento de orujo con mecanización


- 42 -

8 Utilización de

la biomasa


- 43 -

8.1 USO ENERGÉTICO

a) TÉRMICO

Aprovechamiento convencional de la biomasa natural y residual. Los

sistemas de combustión directa son aplicados para generar calor, el cual puede ser

utilizado directamente, como por ejemplo, para la cocción de alimentos o para el

secado de productos agrícolas. Además, éste se puede aprovechar en la producción

de vapor para procesos industriales y electricidad.

Los procesos tradicionales de este tipo, generalmente, son muy ineficientes

porque mucha de la energía liberada se desperdicia y pueden causar contaminación

cuando no se realizan bajo condiciones controladas.

b) ELÉCTRICO

Obtenida minoritariamente a partir de biomasa residual (restos de cosecha y

poda) y principalmente a partir de cultivos energéticos leñosos, de crecimiento

rápido (chopo, sauce, eucalipto, coníferas, acacia, plátano,...) y herbáceos (cardo,

miscanto, caña de Provenza, chumberas,...). También se utiliza el biogás resultante

de la fermentación de ciertos residuos (lodos de depuradora, Residuos Sólidos

Urbanos…) para generar electricidad.

El rendimiento neto de la generación de electricidad en las plantas de biomasa

es bajo, del orden del 20% referido a su poder calorífico inferior. Ello se debe

fundamentalmente el pequeño tamaño de la planta de producción. La caldera tiene un

rendimiento moderado al quemar un combustible de alto contenido en humedad, y su

consumo en servicios auxiliares es alto, por encima del 8% de la producción total de

electricidad en salida de alternador.


- 44 -

c) COGENERACIÓN

Una posibilidad de incrementar el rendimiento energético en el uso de la

biomasa es la producción conjunta de calor y electricidad. Se basa en el

aprovechamiento de los calores residuales de los sistemas de producción de

electricidad.

La condensación del vapor supone una evacuación de calor cercano a la mitad

de la energía contenida en la biomasa; la recuperación de parte de ese calor de

condensación en forma de vapor de baja temperatura o agua caliente, para usos

industriales o domésticos, supone un aumento de la eficiencia energética. Para ello se

puede disponer de una turbina de contrapresión o bien hacer una extracción de vapor

con volumen significativo en la zona de baja presión de la turbina. Se instalan los

intercambiadores de calor adecuados y se pueden obtener rendimientos globales de

entre un 40 y un 60%.

Esta opción es interesante en instalaciones en donde tanto el consumo térmico

como el eléctrico, es elevado.

Fig. 19. Esquema de cogeneración con turbina de gas


- 45 -

8.2 CO-COMBUSTIÓN

Consiste en sustituir parte del combustible fósil por biomasa reduciendo

emisiones y consumiendo menos carbón.

Se introducen dos combustibles distintos en la caldera de una central para

producción de energía. En España se enfoca principalmente al uso de biomasa y

carbón en centrales térmicas convencionales.

8.3 BIOCOMBUSTIBLES

Existe la posibilidad de alimentar los motores de gasolina con bioalcoholes

(obtenidos a partir de remolacha, maíz, sorgo dulce, caña de azúcar, patata,

pataca,....) y los motores diesel con bioaceites (obtenidos a partir de colza, girasol,

soja,...).

8.4 OTRAS APLICACIONES

Como materia prima para otros usos como compostaje, tableros, alimentación

animal,…


- 46 -

9 Descripción de

la planta


- 47 -

9.1 INTRODUCCIÓN

Básicamente los elementos que integran una planta de combustión de

biomasa para la producción de electricidad son:

- Parque de combustible.

- Sistema de pretratamiento del combustible (si fuese necesario).

- Sistema de alimentación del combustible.

- Sistema de combustión.

- Equipo depuración de gases.

- Equipo de eliminación de cenizas.

- Equipo tratamiento de agua de alimentación.

- Equipo de depuración de aguas residuales.

- Turbina de vapor.

- Condensador.

- Alternador.

- Línea de evacuación de electricidad.

- Equipos de conexión con la red.

- Sistema de refrigeración: agua o aire.

- Sistema de control.

- Elementos auxiliares: tuberías, bombas, sistema eléctrico.

La elección de todos estos elementos es una tarea difícil, ya que se han de

adecuar al combustible disponible y a las condiciones de funcionamiento requeridos.

Existen distintos tipos de caldera de vapor según la tecnología empleada:

parrilla (fija, móvil, vibrante), lecho fluido, pulverizado. Cada uno de estos tipos de

caldera conlleva diferentes eficacias energéticas, posibilidades de uso de distintas

biomasa, costes de inversión, mantenimiento, etc. La elección de la caldera más

apropiada depende de la realización de un estudio de optimización de todos estos

parámetros.


- 48 -

Generalmente se utilizan calderas tradicionales con parrilla móvil o fija

(temperaturas menores de 1.000 º C). A continuación se detalla brevemente cada tipo

de caldera:

a) CALDERA ACUOTUBULAR

Las calderas de este tipo constan de tubos longitudinales soldados de tal

manera que constituyen paredes completas que encierran la cámara de combustión, a

través de la cual fluye el agua que se va a calentar. Por su construcción, la caldera

acuotubular se usa casi exclusivamente cuando se emplean presiones de vapor

superiores a los 10 Kg. /cm2 (máximo de 24,6 Kg. /cm2), especialmente para

proporcionar energía motriz a los generadores de turbinas. La producción de vapor

depende de la relación que exista entre la presión y la temperatura del agua.

A cualquier temperatura, por baja que sea, se puede vaporizar el agua, con tal

que se disminuya convenientemente la presión del líquido. Igualmente, se puede

vaporizar el agua a cualquier presión, siempre que se aumente convenientemente su

temperatura. El tiempo de arranque para producción de vapor a su presión de trabajo

no excede los 20 minutos.

Ofrecen una combustión de alto rendimiento, se fabrican en capacidades de

15 hasta 1500 Kw. y por su construcción de tubos de agua se trata de una caldera

inexplosible. Son equipos tipo paquete, con todos sus sistemas para su operación

automática.

b) CALDERA PIROTUBULAR

Se emplean principalmente cuando se necesitan presiones de vapor de no más

de 20 Kg. /cm2 en operaciones pequeñas o medianas. Son relativamente baratas y

funcionan aprovechando el principio de los gases calientes de la combustión que

pasan por tubos de acero colocados en camisas exteriores de agua.


- 49 -

El cuerpo de caldera, está formado por un cuerpo cilíndrico de disposición

horizontal, incorpora interiormente un paquete multitubular de transmisión de calor y

una cámara superior de formación y acumulación de vapor. La circulación de gases

se realiza desde una cámara frontal hasta la zona posterior donde termina su

recorrido en otra cámara de salida de humos.

c) CALDERA DE LECHO FLUIDIZADO

Éstas son capaces de quemar combustible desmenuzado sin tratar, con niveles

de humedad de hasta un 55-60%, en una zona mezcladora turbulenta encima de un

lecho fluidizado de arena de sílice inerte. El combustible se mantiene en suspensión

durante la combustión por la alta velocidad del aire expulsado a través del lecho de

arena, lo que determina que la arena adopte propiedades fluidizadas y de libre flujo.

Alcanzan temperaturas no mayores a los 800 °C.

El vapor que produce una caldera de tubos de agua es un vapor seco, por lo

que en los sistemas de transmisión de calor existe un mayor aprovechamiento. El

vapor húmedo producido por una caldera de tubos de humo contiene un porcentaje

muy alto de agua, lo cual actúa en las paredes de los sistemas de transmisión como

aislante, aumentando el consumo de vapor hasta en un 20%. Según esta información

se toma la decisión de escoger la caldera acuotubular para la planta de biomasa.


- 50 -

Fig. 20. Caldera de biomasa con parrilla móvil

Las condiciones de vapor requerido en las turbinas son variables, siendo

típico por ejemplo vapor recalentada a 60 bares de presión y 450 – 480 °C. Esta

temperatura no debe ser superada ya que se podrían encontrar problemas debido a la

condensación del cloro que integra la biomasa.

En cuanto a las turbinas, en general existen fabricantes que pueden realizar

cualquiera de las potencias que se puedan obtener en estas plantas. Es un elemento

muy importante y más aún el equipo de condensación de la misma, ya que de ello

depende un rendimiento adecuado. En su rendimiento influyen parámetros como:

altura del lugar de ubicación, temperatura ambiente, condiciones de vapor,

refrigeración, etc.


- 51 -

La disponibilidad de agua para la refrigeración es una cuestión fundamental,

si no se dispone de este elemento se puede optar por refrigeración mediante aire. En

este caso los rendimientos globales de la planta se podrían ver afectados y se

encarecería el coste y mantenimiento, el autoconsumo de energía eléctrica es más

elevado.

Otro elemento a tener muy en cuenta en las plantas de biomasa es el

almacenamiento y alimentación del combustible. En general se necesitan grandes

superficies para albergar la biomasa ya que ésta se suele producir en un tiempo muy

breve y es necesario almacenarla durante todo el año. Esto encarece notablemente los

sistemas y el conjunto de las instalaciones.

El tratamiento y alimentación de combustible es fundamental ya que se

pueden producir paradas notables si estos sistemas no son los adecuados para el tipo

de combustible que se quiere utilizar.

La combustión de biomasa genera una gran cantidad de cenizas que han de

ser filtradas antes de su emisión a la atmósfera mediante las mejores tecnologías

disponibles en el momento. En este sentido cabe destacar la eficiencia de equipos

como filtros de mangas y filtros electroestáticos que aseguran en todo momento los

niveles de emisión exigidos por la legislación.

Básicamente un esquema de una planta de generación mediante biomasa

podría consistir en:


- 52 -

Fig. 21. Esquema básico de una planta de generación eléctrica con biomasa

9.2 PROCESO DE OBTENCIÓN DEL COMBUSTIBLE

La almazara es la instalación fabril en la que a partir de las aceitunas

procedentes de los olivos se obtiene el aceite de oliva. En ella se realizan las

operaciones de recepción, limpieza y lavado del fruto, pesaje y almacenamiento,

preparación de la pasta mediante molienda y batido, separación de fases sólidas por

presión o centrifugación de masas, de líquidas por decantación o centrifugación y

envasado y expedición del producto final.

La zona de recepción de la aceituna está formada por una tolva instalada a

nivel del suelo en la que los vehículos, normalmente tractores, descargan las

aceitunas recogidas en el campo. Mediante una o varias cintas transportadoras, las

aceitunas son conducidas a la zona de limpieza y lavado.

BIO

MA

SA

CALDERA

TURBO-ALTERNADOR

CONDENSADOR


- 53 -

Fig. 22. Descarga de aceituna en tolva

La zona de limpieza y lavado del fruto tiene por objeto eliminar las

impurezas, que pueden ser de dos tipos:

- Hojas y ramas, que son separadas mediante la impulsión de corrientes de

aire. Los restos son eliminados a través de cribas vibrantes.

- Tierras, piedras y extraños, que proceden fundamentalmente de frutos

recogidos directamente del suelo y que son eliminadas mediante el

empleo de lavadoras que inyectan una corriente de agua que las arrastra.

A continuación de la instalación de limpieza y lavado se ubican las básculas

de pesaje. Una vez pesadas las aceitunas se retiran las muestras que irán al

laboratorio para analizar el rendimiento graso, en función del cual serán retribuidas al

agricultor, para pasar a la zona de atrojado o almacenamiento previo a la

molturación, donde ya se encuentran exentas de cualquier elemento extraño. Esta

zona está compuesta por una o varias tolvas conectadas entre sí, desde donde se

trasiegan las aceitunas impulsadas por tornillos sinfín.


- 54 -

La preparación de la pasta para la extracción del aceite se realiza a través de

dos operaciones: la molienda y el batido. Para la molienda se emplean molinos

mecánicos de martillos, los cuales constan de una cruceta en cuyos extremos van

unidas las cabezas de los martillos, todo ello envuelto por una camisa perforada o

criba. La regulación del grado de molienda es esencial pues de ello depende el

agotamiento de los orujos grasos, lo que se consigue según el diámetro de luz de

malla de la criba.

Los molinos suelen estar ubicados en la zona de patio en la mayoría de las

almazaras, justo a la salida de las tolvas de almacenamiento de aceituna limpia; no

obstante, también se suelen instalar encima de las batidoras, ya en el interior de la

nave de almazara.

El batido tiene por objeto formar la fase oleosa continua que permita

optimizar el grado de extracción del aceite. Esto se realiza mediante el empleo de

batidoras verticales u horizontales, en función del eje de las palas, y requiere de un

aporte energético externo que mantenga la masa a una temperatura del orden de los

25-28 ºC para disminuir la viscosidad del aceite, lo que se consigue mediante agua

caliente que circula por una camisa que rodea el cuerpo de la batidora.

En algunas almazaras se añaden coadyuvantes tecnológicos para mejorar el

estado de la pasta en el batido, fundamentalmente microtalco natural, que no altera ni

las características organolépticas ni físico-químicas de los aceites. Para ello se

emplean dosificadores automatizados que inyectan el talco al comienzo del batido.

No es una práctica muy frecuente puesto que puede provocar un incremento

del contenido graso en los orujos, por el aceite que absorbe el talco, además de un

sobrecoste en el proceso.


- 55 -

La masa oleosa, una vez batida, pasa al sistema de separación de fases

sólidas, mediante un proceso de centrifugación horizontal en unos equipos

denominados decánteres, los cuales permiten que el proceso se realice de una manera

continua, a diferencia de los sistemas tradicionales de prensa y capachos. Estos

equipos se basan en la diferencia de densidad de las distintas fases, de forma que

permiten, en función de las salidas de que dispongan, que se obtengan dos o tres

fases:

En el caso de que el decánter disponga de tres salidas, se obtiene lo siguiente:

- Orujo bastante húmedo, ya que ha estado en contacto con la fase acuosa

o alpechín, pero agotado de grasa pues no ha entrado en contacto con la

fase oleosa.

- Alpechín, con un contenido importante de grasa y de sólidos por estar en

contacto con ambas fases.

- Aceite sucio con alto porcentaje de alpechín pero exento de sólidos.

Ahora bien, la mayoría de los sistemas que se utilizan en la actualidad

permiten la separación de dos fases únicamente, obteniéndose:

- Orujo graso húmedo, también conocido como alperujo.

- Aceite.

Este subproducto engloba las dos fases anteriores, es decir, el orujo y el

alpechín, de ahí su nombre.


- 56 -

Debido a que la velocidad de giro de las centrífugas horizontales no es muy

elevada, del orden de 3.000-4.000 r.p.m., la fase grasa conviene someterla a nuevos

procesos de centrifugación a mayores velocidades para extraerle las impurezas que

aún pueda contener. Esto se realiza en las llamadas centrífugas verticales, las cuales

adquieren velocidades de giro de aproximadamente 6.000-7.000 r.p.m.

Fig. 23. Centrífuga vertical

A la salida de las centrífugas verticales se suelen instalar los llamados

pozuelos de decantación, que permiten separar del aceite los restos de fase acuosa

que aún pudiese arrastrar el aceite antes de su almacenamiento final. Es lo que se

conoce como sistema de separación de fases líquidas.

Estos pozuelos, en su mayoría, consisten en depósitos de fondo cónico

fabricados en poliéster y fibra de vidrio o en acero inoxidable. En algunos casos aún

pueden existir construidos en hormigón y azulejo refractario.


- 57 -

El almacenaje se realiza en la bodega, mediante depósitos generalmente de

acero inoxidable. La temperatura debe mantenerse constante entre 15 y 20 ºC, para lo

cual se suelen instalar sistemas de ventilación y calefacción, generalmente tipo

fancoil. Este control de la temperatura es debido a la pérdida de aromas y

oxidaciones que puede sufrir el aceite.

Es posible que la zona de almacenamiento de aceite sea exterior, así como

que los depósitos no sean de acero inoxidable, sino de otro material de tipo plástico,

aunque no es lo más frecuente.

Otro componente importante de las almazaras lo constituyen los equipos de

trasiego y almacenamiento de orujos para su traslado a las extractoras, los cuales

suelen estar compuestos por bombas de pistón para impulsar la masa y tornillos

sinfín para elevarla hasta la tolva de almacenamiento, ubicada en el exterior de la

almazara, desde la cual serán cargados los camiones para su expedición.


- 58 -

Fig. 24. Fases del proceso de elaboración del aceite de oliva

En el sector olivarero, generalmente, los propietarios de los olivos pertenecen

a una cooperativa que tiene la almazara donde se produce el aceite. A su vez, un

grupo de almazaras llevan el orujo a una extractora cuyo residuo es el orujillo.

El proceso en la planta extractora sigue los siguientes pasos:

- Inicialmente se produce el secado de la biomasa, a partir de los 150°C

comienza la reacción de forma lenta y gradual hasta los 250°C.

- Por encima de los 275°C comienza un proceso exotérmico en el que el

combustible libera sus volátiles que arden como un combustible gaseoso

hasta los 900°C.


- 59 -

- El sólido carbonoso que queda finalmente como brasa arde lentamente.

- La calidad de un proceso de combustión se determina por la relación

2COCO en los humos. Una buena combustión es cuando

2COCO < 0,07.

- Dicho proceso se realizara con exceso de aire ya que para una

combustión óptima es necesario utilizar una cantidad de aire superior al

teórico, normalmente se utiliza un exceso del 40%.

Desde allí se transporta mediante camiones de gran tonelaje al parque de

combustible de la planta generadora, que supone una reserva para 10-15 días de

funcionamiento. El orujillo seco se almacenará en una zona vecina a la planta de

biomasa.

En primer lugar el orujillo es cribado mediante una criba para separar la parte

más fina, que se transporta directamente al silo de alimentación de quemadores, de

forma que no pasa por el equipo de molienda.

La parte no cribada va a los molinos de martillos, donde su tamaño se reduce

a los valores solicitados. A la salida de los molinos se sitúa otra criba con objeto de

recircular a los molinos las partículas de mayor tamaño.

Finalmente, el orujillo convergerá en el silo diario que será el que abastezca

la caldera.

9.3 PROCESO DE COMBUSTIÓN

La planta de generación de electricidad se basa en el ciclo termodinámico

clásico de Rankine, que asegura una elevada disponibilidad, con combustión en

caldera, turbina de vapor, extracción al desaireador y condensación por aire.


- 60 -

Fig. 25. Esquema del ciclo de Rankine y su diagrama T-S en el proceso no ideal

El proceso del ciclo de Rankine es un ciclo de planta de fuerza que opera con

vapor. Éste es producido en una caldera a alta presión para luego ser llevado a una

turbina donde produce energía cinética, donde perderá presión. Su camino continúa

al seguir hacia un condensador donde lo que queda de vapor pasa a estado líquido

para poder entrar a una bomba que le subirá la presión para nuevamente poder

ingresarlo a la caldera.

Existen algunas mejoras al ciclo, como por ejemplo agregar

sobrecalentadores a la salida de la caldera que permitan obtener vapor sobrecalentado

para que entre a la turbina y aumentar así el rendimiento del ciclo.

Fig. 26. Alabes de una turbina de vapor


- 61 -

El orujillo, se quema en una caldera de biomasa, de forma que se produce

vapor a alta presión y sobrecalentado, a unos 60-65 bar y 450 º C. El vapor vivo

producido se conduce a una turbina, donde expansiona hasta su condensación

aproximadamente a 0,08 bar, y se produce energía eléctrica a través del alternador

unido al eje de la turbina. El alternador generará electricidad y se conectará a la red

de la Cía. a 45 kV, a través de un parque eléctrico paralelo al de la planta de biomasa.

El vapor se condensará en un condensador, el cuál se refrigerará mediante agua

procedente de torres de refrigeración.

En este caso, la potencia de la turbina de vapor es de 3 MW, siendo la energía

eléctrica anual exportada de unos 23.717,7 Mwh /año.

La instalación se completa con una serie de sistemas auxiliares como plantas

de tratamiento de agua y efluentes, sistema de depuración de gases de caldera,

sistema eléctrico y de control.

La planta está prevista para funcionar en continuo y al 100 % de carga

durante unas 8.322 horas/año.

Fig. 27. Esquema de una planta de biomasa para producción eléctrica


- 62 -

9.4 DATOS TÉCNICOS

La caldera es de tubos de agua y circulación natural, y consta de

sobrecalentador, banco de evaporación y economizador. Además, existen unas

pantallas de tubos de agua a la salida del hogar que enfrían los gases por debajo de la

temperatura de fusión de las cenizas para evitar la deposición de las mismas en los

tubos.

El hogar dispone de un ventilador de tiro forzado, que impulsa el aire de

combustión a la misma, y un ventilador de tiro inducido, que aspira los gases, a

través del filtro de mangas hacia la chimenea. Se instalan también ventiladores de

aire de transporte y ventilador de aire de turbulencia. Los ventiladores de aire de

transporte suministran el aire necesario para transportar el orujillo molido a los

quemadores y el ventilador de aire de turbulencia introduce aire a diversos niveles

del hogar para proporcionar la turbulencia necesaria para conseguir una combustión

completa y controlar las emisiones de NOx.

Los gases que salen de la caldera son depurados antes de su expulsión a la

atmósfera. Para ello, existe un sistema de limpieza de gases que consiste en un ciclón

apaga chispas y un filtro de mangas AAF. El ciclón evita que lleguen al filtro

partículas incandescentes que podrían dañar las mangas del filtro. El filtro de mangas

separa las partículas de polvo (cenizas volantes) de los gases. Estas partículas son

extraídas y transportadas a un silo.

Los componentes principales del turbogrupo de vapor son:

- Turbina multietapa horizontal. La carcasa se compone de dos bloques

unidos horizontalmente. En la parte superior están las válvulas de control

y cierre rápido, así como una brida para la conexión del vapor de

extracción al desaireador.

- Generador de potencia.

- Reductor de velocidad. La transmisión entre la turbina y el generador se

realiza por medio de un reductor de velocidad


- 63 -

10 Evaluación del

uso de la biomasa


- 64 -

10.1 ASPECTOS BÁSICOS DE LA BIOMASA

Se trata de un combustible no fósil, neutro desde el punto de vista del ciclo

del carbono (ciclo natural del carbono entra la tierra y el aire), por lo que las

emisiones de CO2 que se producen, al proceder de un carbono retirado de la

atmósfera en el mismo ciclo biológico, no alteran el equilibrio de la concentración de

carbono atmosférico, y por tanto no incrementan el efecto invernadero.

La utilización de residuos forestales reduce la quema de los mismos y, por

tanto, el riesgo de incendios.

Pero no todo son aspectos positivos en la biomasa, como todas los tipos de

energías, la biomasa tiene una serie de ventajas e inconvenientes:

VENTAJAS

- Disminuye la dependencia del abastecimiento de combustibles.

- Producción descentralizada: favorece el aprovechamiento local de los

recursos y puede tener una gran incidencia económica y social en el

mundo rural.

- En la mayoría de las aplicaciones no se provocan emisiones de gases

contaminantes.

- Valorización de los residuos: se transforman en materias primas.

- Uso de tierras abandonadas por exigencias de la PAC.

- Genera puestos de trabajo.

- Tenemos gran excedente de biomasa en nuestro país.

- Fácil de almacenar.


- 65 -

Fig. 28. Esquema del ciclo de CO2 en la biomasa

DESVENTAJAS

- Dispersión espacial de los recursos.

- Variabilidad temporal de la producción.

- Mala planificación y transporte de las materias primas: los canales de

distribución están menos desarrollados que los de combustibles.

- Para aprovechar el contenido energético se debe someter a procesos de

transformación previos. Se necesita mayor cantidad de biomasa para

conseguir la misma cantidad de energía que otras fuentes.

- Falta de conexión entre los agentes implicados.

- Grandes espacios para el almacenaje.

- El rendimiento de las calderas de biomasa es inferior a los que usan

combustible fósil.


- 66 -

BIOMASA COMBUSTIBLES FÓSILES Inagotable Se agotan

Es abundante Cada vez hay menos

Precios competitivos y estables Constante incremento de los precios

“Cerca de casa” Viene del extranjero

Genera puestos de trabajo locales El beneficio va hacia el exterior

Enriquecimiento local Endeudamiento local

Es limpia y moderna Malos olores y riesgo e explosiones

Casi nulas emisiones gases nocivos Altas emisiones de gases nocivos

CO2 y CO neutro Altas emisiones de CO

2 y CO

Tabla 8. Biomasa versus combustibles fósiles

10.2 VENTAJAS AMBIENTALES DE LA PLANTA DE ORUJILLO

La utilización de orujillo como combustible supone grandes ventajas

medioambientales ya que se consigue eliminar de manera controlada y limpia el

excedente del mismo, que en zonas olivareras ha aumentado considerablemente en

los últimos años. La eliminación de los residuos de orujillo revaloriza este producto

autóctono y crea riqueza en el medio rural, reduciendo además la dependencia

energética de otros combustibles fósiles.

A esto se une una ventaja medioambiental más, ya que la ausencia de azufre y otros

compuestos en el orujillo hacen que el único componente contaminante que se

encuentra en la corriente de gases de la caldera de una planta de estas características

sean las partículas sólidas en suspensión. Para evitar su emisión a la atmósfera, la

planta dispone de una serie de equipos que encargados de la retención de estas

partículas, lo que supone que se cumplan las legislaciones autonómicas y nacionales

más exigentes en materia medioambiental.


- 67 -

ECONÓMICO III ESTUDIO


- 68 -

previas 11 Consideraciones


- 69 -

Las energías del régimen especial como son la biomasa, hidráulica, eólica,

solar, tratamiento de residuos y cogeneración, tienen un trato diferente a la energía

del régimen ordinario a la hora de la distribución y el transporte de la energía

producida por esas vías.

Dicho régimen establece unas normas para que no se produzcan situaciones

discriminatorias que no permitan una libre competencia. La regulación viene

marcada por los Reales Decretos 436/2004 y 661/2007 donde se establecen unos

incentivos temporales para que dichas instalaciones puedan posicionarse en el

mercado. De este modo el Estado potencia las energías renovables y evita el

consumo de otros combustibles.

Un productor de una energía en régimen especial tiene dos opciones a la hora

de vender la energía generada:

o VENTA DE ENERGÍA A PRECIO FIJO O TARIFA

Se recibe un porcentaje de la tarifa media o de referencia (TRM) definida en

un Real Decreto de tarifas eléctricas, publicado normalmente a finales de cada año,

que oscila entre 80% y 90%. Éste disminuye con el paso del tiempo de la

construcción de la instalación. También percibe un complemento conocido como

complemento de energía reactiva, que será positivo o negativo en función de la

calidad de la energía recibida entregada.

La facturación de la energía se produce mensualmente según una factura tipo

aprobada por la Dirección General de la Energía.

o VENTA DE ENERGÍA AL MERCADO LIBERALIZADO

Si se utiliza esta vía, el productor recibe el precio negociado y una prima por

ser energía suscrita al régimen especial. Para la determinación de este complemento

se tienen en cuenta los siguientes factores:


- 70 -

- tensión de entrega de la energía a la red

- costes de inversión que se han incurrido

- contribución efectiva a la mejora del medioambiente, al ahorro de energía

primaria y a la eficiencia energética.

La venta al mercado puede ser diaria, a un plazo de tiempo determinado o por

un contrato bilateral.

Los titulares de las instalaciones de potencia superior a cincuenta megavatios

están obligados a escoger esta opción de venta.

Como durante la realización de este proyecto la legislación energética

española ha cambiado, sustituyendo el RD 436/2004 por el RD 661/2007, se realiza

el análisis de viabilidad de la planta en estudio según los parámetros marcados por

cada uno de los dos Reales Decretos.


- 71 -

la inversión 12 Análisis de


- 72 -

12.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN DE INVERSIONES

Para el cálculo de los siguientes índices de inversiones es necesario conocer

el concepto de flujo neto de caja. Éste comprende la suma de todos los cobros menos

todos los pagos efectuados durante la vida útil del proyecto de la inversión.

a) VAN

El Valor Actual Neto de una inversión, VAN, se entiende la suma de los

valores actualizados de todos los flujos netos de caja esperados del proyecto,

deducido el valor de la inversión inicial.

Si un proyecto de inversión tiene un VAN positivo, el proyecto es rentable.

Entre dos o más proyectos, el más rentable es el que tenga un VAN más alto. Un

VAN nulo significa que la rentabilidad del proyecto es la misma que colocar los

fondos en él invertidos en el mercado con un interés equivalente a la tasa de

descuento utilizada. La única dificultad para hallar el VAN consiste en fijar el valor

para la tasa de interés, existiendo diferentes alternativas.

( )∑ =

++−=

20

0 1__

_x xi

cajadeflujoinicialinversiónVAN x

Ecuación 1. Expresión general para el cálculo del VAN

b) TIR

Se denomina Tasa Interna de Rentabilidad, a partir de ahora TIR, a la tasa de

descuento que hace que el Valor Actual Neto de una inversión sea igual a cero.


- 73 -

Este método considera que una inversión es aconsejable si la TIR resultante

es igual o superior a la tasa exigida por el inversor, y entre varias alternativas, la más

conveniente será aquella que ofrezca una TIR mayor.

( )∑ =

++−=

20

0 1

___0

x xi

cajadeflujoinicialinversión x

Ecuación 2. Expresión general para el cálculo del TIR

La TIR es un indicador de rentabilidad relativa del proyecto, por lo cual

cuando se hace una comparación de tasas de rentabilidad interna de dos proyectos no

tiene en cuenta la posible diferencia en las dimensiones de los mismos. Una gran

inversión con una TIR baja puede tener un VAN superior a un proyecto con una

inversión pequeña con una TIR elevada.

El cálculo de la TIR se realiza generalmente por iteración. Existe un problema

matemático con este indicador ya que cuando en un proyecto de inversión hay que

efectuar otros desembolsos, además de la inversión inicial, durante la vida útil del

mismo, ya sea debido a pérdidas del proyecto, o a nuevas inversiones adicionales, no

se tiene en cuenta.


- 74 -

c) PAY BACK descontado

El plazo de recuperación de la inversión que es también como se le conoce a

este índice, permite seleccionar aquellos proyectos cuyos beneficios permiten

recuperar más rápidamente la inversión debido a que se calcula el número de años

que la empresa tarda en recobrar su dinero. Es decir, es el período de tiempo que

necesita una inversión para que el valor actualizado de los flujos netos de caja iguale

al capital invertido.

12.2 MODELO ECONÓMICO

a) DATOS

PCI orujillo al 15 % humedad. 3.800 Kcal./Kg.

Toneladas anuales necesarias de orujillo: 22.500

Potencia instalada: 3 Mw

Energía generada: 24.966 Mwh

Horas anuales de funcionamiento de la planta: 8.322

Tasa de descuento: 10%

Inversión inicial: 3.820.000 €

Horizonte temporal para el estudio: 20 años

Índice de Precios al Consumo: 3 % anual

Índice de Precios Industriales: 1 % anual

Como se cita en este documento, la legislación referente a las primas, tarifas e

incentivos por la producción de energía a partir de cualquier tipo de energía verde ha

cambiado durante la elaboración de este proyecto. Por este motivo, se estudia la

viabilidad del proyecto para los requisitos de cada Real Decreto.

Además, se incluyen dos situaciones de estudio en relación al precio de la

biomasa. Una pesimista, con los datos que la APPA estima y otra optimista, con el

cálculo que se muestra en el PER 2005-2010 (ver Anexo B).


- 75 -

Para la obtención de los flujos de caja anuales (se nota como FC) los cálculos

realizados se detallan en el anexo A.

b) GRÁFICOS

- Opción 1: coste de biomasa en un mercado optimista.

§ Alternativa 1.1: venta a tarifa fija según RD 436/2004

AÑO FC Anual FC Acumulado 0 -3.820.000,00 € -3.820.000,00 € 1 426.929,5868 € -3.393.070,4132 € 2 435.521,8730 € -2.957.548,5402 € 3 444.254,9468 € -2.513.293,5933 € 4 453.129,8517 € -2.060.163,7416 € 5 462.147,5771 € -1.598.016,1646 € 6 471.309,0545 € -1.126.707,1100 € 7 480.615,1541 € -646.091,9560 € 8 490.066,6796 € -156.025,2764 € 9 499.664,3646 € 343.639,0882 €

10 509.408,8676 € 853.047,9558 € 11 519.300,7672 € 1.372.348,7230 € 12 529.340,5573 € 1.901.689,2803 € 13 539.528,6415 € 2.441.217,9218 € 14 549.865,3278 € 2.991.083,2496 € 15 560.350,8231 € 3.551.434,0728 € 16 570.985,2269 € 4.122.419,2997 € 17 312.109,3845 € 4.434.528,6842 € 18 316.299,9649 € 4.750.828,6492 € 19 320.470,5085 € 5.071.299,1576 € 20 324.616,4073 € 5.395.915,5649 €

Tabla 9. Flujos de caja anuales a tarifa fija, RD 436/2004, escenario optimista


- 76 -

TIR 10,519% VAN (10%) 137.329,86 € VAN (10,52%) 0,00 €

Tabla 10. Índices de rentabilidad de la alternativa 1.1

§ Alternativa 1.2: venta al precio del mercado según RD 436

AÑO FC Anual FC Acumulado 0 -3.820.000,00 € -3.820.000,00 € 1 -687.875,0891 € -4.507.875,0891 € 2 -706.407,4070 € -5.214.282,4960 € 3 -727.421,7464 € -5.941.704,2424 € 4 -749.066,5161 € -6.690.770,7585 € 5 -771.360,6288 € -7.462.131,3873 € 6 -794.323,5649 € -8.256.454,9522 € 7 -817.975,3891 € -9.074.430,3414 € 8 -842.336,7680 € -9.916.767,1094 € 9 -867.428,9883 € -10.784.196,0977 € 10 -893.273,9752 € -11.677.470,0730 € 11 -919.894,3117 € -12.597.364,3847 € 12 -947.313,2583 € -13.544.677,6430 € 13 -975.554,7733 € -14.520.232,4164 € 14 -1.004.643,5338 € -15.524.875,9502 € 15 -1.034.604,9571 € -16.559.480,9072 € 16 -1.065.465,2230 € -17.624.946,1302 € 17 -1.097.251,2970 € -18.722.197,4272 € 18 -1.129.990,9531 € -19.852.188,3803 € 19 -1.163.712,7990 € -21.015.901,1792 € 20 -1.198.446,3002 € -22.214.347,4794 €

Tabla 11. Flujos de caja anuales a precio de mercado, RD 436/2004, escenario optimista

TIR - VAN (10%) -10.979.292,99 €



- 77 -

El valor del capital con una tasa de descuento del 10 % es negativo y por lo

tanto esta opción no se debería escoger.

Anáisis opciones venta RD 436

-25.000.000

-20.000.000

-15.000.000

-10.000.000

-5.000.000

0

5.000.000

10.000.000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

TIR

Euro

s TarifaPool

Fig. 29. Análisis gráfico del TIR en un mercado optimista, según RD 436/2004

Si no se hubiera derogado el Real Decreto de 2004, se hubiera recuperado el

dinero invertido inicialmente a los nueve años al seguir la opción de venta a tarifa. Si

por el contrario, se hubiera tomado la decisión de vender al precio del mercado o

pool, dicha decisión habría sido errónea. Esto se debe a que con esta alternativa, se

perdería liquidez y no se logaría recuperar el capital invertido.


- 78 -


AÑO FC Anual FC Acumulado 0 -3.820.000,00 € -3.820.000,00 € 1 1.342.688,96 € -2.477.311,04 € 2 1.380.551,73 € -1.096.759,31 € 3 1.419.462,41 € 322.703,10 € 4 1.459.449,53 € 1.782.152,63 € 5 1.493.625,25 € 3.275.777,89 € 6 1.528.573,67 € 4.804.351,56 € 7 1.564.311,39 € 6.368.662,95 € 8 1.600.855,32 € 7.969.518,26 € 9 1.638.222,72 € 9.607.740,98 € 10 1.676.431,18 € 11.284.172,16 € 11 1.715.498,64 € 12.999.670,80 € 12 1.755.443,38 € 14.755.114,18 € 13 1.796.284,03 € 16.551.398,21 € 14 1.838.039,60 € 18.389.437,81 € 15 1.880.729,45 € 20.270.167,26 € 16 116.316,11 € 20.386.483,37 € 17 115.732,68 € 20.502.216,05 € 18 115.013,85 € 20.617.229,90 € 19 114.152,24 € 20.731.382,14 € 20 113.140,18 € 20.844.522,31 €

Tabla 13. Flujos de caja anuales a tarifa fija, RD 661/2007, escenario optimista

TIR 37,36% VAN (10%) 8.005.335,87 €

VAN (37,36%) 0,00 €



- 79 -

§ Alternativa 1.4: venta a precio de mercado según RD 661/2007

AÑO FC Anual FC Acumulado 0 -3.820.000,00 € -3.820.000,00 € 1 833.876,2607 € -2.986.123,7394 € 2 859.070,4312 € -2.127.053,3081 € 3 885.010,1666 € -1.242.043,1415 € 4 911.735,1786 € -330.307,9629 € 5 939.276,8427 € 608.968,8798 € 6 967.617,1517 € 1.576.586,0315 € 7 996.835,2751 € 2.573.421,3066 € 8 1.026.228,0903 € 3.599.649,3969 € 9 1.057.901,2635 € 4.657.550,6604 € 10 1.089.806,9010 € 5.747.357,5614 € 11 1.122.681,4337 € 6.870.038,9951 € 12 1.156.552,2184 € 8.026.591,2135 € 13 1.191.421,5375 € 9.218.012,7511 € 14 1.227.339,8678 € 10.445.352,6188 € 15 1.264.332,5721 € 11.709.685,1910 € 16 -985.348,7452 € 10.724.336,4458 € 17 -1.014.731,3248 € 9.709.605,1211 € 18 -1.044.995,3817 € 8.664.609,7393 € 19 -1.076.167,3605 € 7.588.442,3789 € 20 -1.108.274,4985 € 6.480.167,8804 €

Tabla 15. Flujos de caja anuales a precio de mercado, RD 661/2007, escenario optimista

TIR 22,516% VAN (10%) 2.713.338,81 €

VAN (22,52%) 0,00 €



- 80 -

Análisis opciones venta RD 661

-5.000.000

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

TIR

Euro

s TarifaPool

Fig. 30. Análisis gráfico del TIR en un mercado optimista, según RD 661/2007

Gráficamente se deduce que la rentabilidad de una planta eléctrica de orujillo

de 3 Mw es mayor si se vende la energía a un precio fijado (alternativa 1.3) ya que el

TIR es mayor que 22,52 %, el que se obtiene al elegir la alternativa 1.4.

Si el coste de la biomasa para una planta de generación eléctrica de este tipo

es similar al que marca el Plan de Energías Renovables para el período 2005-2010, el

proyecto sería rentable la mayoría de los casos estudiados. Como se puede ver en el

análisis conjunto, el último Real Decreto favorece la creación de este tipo de

instalaciones ya que es con el que mayor rentabilidad se obtiene. Si se decide vender

a un precio fijo, la alternativa mejor, se recupera la inversión al tercer año. En

cambio, si se opta por una venta al precio regulado por OMEL, el pay-back es de

cinco años aproximadamente.


- 81 -

Análisis conjunto

-25.000.000

-20.000.000

-15.000.000

-10.000.000

-5.000.000

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

TIR

Euro

s

mercado 661mercado 436tarifa 661tarifa 436

Fig. 31. Análisis gráfico de la rentabilidad del proyecto en un m. optimista


- 82 -

- Opción 2: coste de biomasa en un mercado pesimista.

§ Alternativa 2.1: venta a tarifa fija según RD 43672004

AÑO FC Anual FC Acumulado 0 -3.820.000,00 € -3.820.000,00 € 1 -135.727,9132 € -3.955.727,9132 € 2 -144.015,3520 € -4.099.743,2652 € 3 -152.668,3949 € -4.252.411,6601 € 4 -161.701,1903 € -4.414.112,8504 € 5 -171.128,3962 € -4.585.241,2466 € 6 -180.965,1979 € -4.766.206,4445 € 7 -191.227,3260 € -4.957.433,7705 € 8 -201.931,0749 € -5.159.364,8453 € 9 -213.093,3225 € -5.372.458,1678 € 10 -224.731,5501 € -5.597.189,7179 € 11 -236.863,8630 € -5.834.053,5809 € 12 -249.509,0118 € -6.083.562,5927 € 13 -262.686,4147 € -6.346.249,0074 € 14 -276.416,1800 € -6.622.665,1875 € 15 -290.719,1300 € -6.913.384,3174 € 16 -305.616,8248 € -7.219.001,1422 € 17 -590.790,7288 € -7.809.791,8710 € 18 -613.687,1517 € -8.423.479,0227 € 19 -637.416,2217 € -9.060.895,2444 € 20 -662.006,9248 € -9.722.902,1691 €

Tabla 17. Flujos de caja anuales a tarifa fija, RD 436/2004, escenario pesimista

TIR - VAN (10%) -5.742.706,86 €



- 83 -

§ Alternativa 2.2: venta al precio de mercado según RD 436/2004

AÑO FC Anual FC Acumulado 0 -3.820.000,00 € -3.820.000,00 € 1 -1.250.532,59 € -5.070.532,5891 € 2 -1.287.870,68 € -6.358.403,2730 € 3 -1.326.328,92 € -7.684.732,1948 € 4 -1.365.940,91 € -9.050.673,1014 € 5 -1.406.741,25 € -10.457.414,3525 € 6 -1.448.765,61 € -11.906.179,9584 € 7 -1.492.050,69 € -13.398.230,6497 € 8 -1.536.634,33 € -14.934.864,9790 € 9 -1.582.555,48 € -16.517.420,4554 € 10 -1.629.854,26 € -18.147.274,7133 € 11 -1.678.572,00 € -19.825.846,7163 € 12 -1.728.751,28 € -21.554.597,9966 € 13 -1.780.435,94 € -23.335.033,9325 € 14 -1.833.671,13 € -25.168.705,0638 € 15 -1.888.503,38 € -27.057.208,4463 € 16 -1.944.980,60 € -29.002.189,0475 € 17 -2.003.152,14 € -31.005.341,1839 € 18 -2.063.068,82 € -33.068.410,0018 € 19 -2.124.783,00 € -35.193.193,0014 € 20 -2.188.348,61 € -37.381.541,6082 €

Tabla 19. Flujos de caja anuales a precio de mercado, RD 436/2004, escenario pesimista

TIR - VAN (10%) -16.877.171,65 €



- 84 -

Anáisis opciones venta RD 436

-40.000.000

-35.000.000

-30.000.000

-25.000.000

-20.000.000

-15.000.000

-10.000.000

-5.000.000

0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

TIR

Euro

s TarifaPool

Fig. 32. Análisis gráfico del TIR en un m. pesimista, según RD 436/2004

Ningún tipo de venta de energía con el antiguo Real Decreto de tarifas

eléctricas es rentable en un mercado pesimista ya que se pierde dinero en el proyecto

debido a que el valor de la inversión final es negativo.


- 85 -


AÑO FC Anual FC Acumulado 0 -3.820.000,00 € -3.820.000,00 € 1 780.031,46 € -3.039.968,54 € 2 801.014,51 € -2.238.954,03 € 3 822.539,07 € -1.416.414,97 € 4 844.618,49 € -571.796,47 € 5 860.349,28 € 288.552,81 € 6 876.299,42 € 1.164.852,22 € 7 892.468,91 € 2.057.321,13 € 8 908.857,56 € 2.966.178,69 € 9 925.465,03 € 3.891.643,73 € 10 942.290,76 € 4.833.934,49 € 11 959.334,01 € 5.793.268,50 € 12 976.593,81 € 6.769.862,30 € 13 994.068,97 € 7.763.931,28 € 14 1.011.758,09 € 8.775.689,37 € 15 1.029.659,50 € 9.805.348,87 € 16 -760.285,94 € 9.045.062,93 € 17 -787.167,43 € 8.257.895,50 € 18 -814.973,27 € 7.442.922,23 € 19 -843.734,49 € 6.599.187,73 € 20 -873.483,15 € 5.725.704,58 €

Tabla 21. Flujos de caja anuales a tarifa fija, RD 661/2007, escenario pesimista

TIR 20,14% VAN (10%) 2.125.299,15 €

VAN (20,14%) 0,00 €



- 86 -

§ Alternativa 2.4: venta a precio de mercado según RD 661/2007

AÑO FC Anual FC Acumulado 0 -3.820.000,00 € -3.820.000,00 € 1 271.218,7607 € -3.548.781,2394 € 2 279.533,2062 € -3.269.248,0331 € 3 288.086,8249 € -2.981.161,2083 € 4 296.904,1366 € -2.684.257,0717 € 5 306.000,8695 € -2.378.256,2022 € 6 315.342,8993 € -2.062.913,3029 € 7 324.992,7950 € -1.737.920,5079 € 8 334.230,3359 € -1.403.690,1720 € 9 345.143,5764 € -1.058.546,5956 € 10 355.666,4833 € -702.880,1123 € 11 366.516,8035 € -336.363,3088 € 12 377.702,6493 € 41.339,3405 € 13 389.206,4814 € 430.545,8218 € 14 401.058,3599 € 831.604,1818 € 15 413.262,6190 € 1.244.866,8008 € 16 -1.861.950,7969 € -617.083,9961 € 17 -1.917.631,4380 € -2.534.715,4341 € 18 -1.974.982,4984 € -4.509.697,9325 € 19 -2.034.054,0906 € -6.543.752,0231 € 20 -2.094.897,8306 € -8.638.649,8537 €

Tabla 23. Flujos de caja anuales a precio de mercado, RD 661/2007, escenario pesimista

TIR - VAN (10%) -3.166.697,91 €


Se observa a continuación que vender la electricidad producida en la planta

de 3 MW a pool, es decir, según el precio de mercado con esta legislación no es

viable.


- 87 -

Análisis opciones venta RD 661

-10.000.000

-8.000.000

-6.000.000

-4.000.000

-2.000.000

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

TIR

Euro

s TarifaPool

Fig. 33. Análisis gráfico del TIR en un mercado pesimista, según RD 661/2007

Análisis conjunto

-40.000.000

-35.000.000

-30.000.000

-25.000.000

-20.000.000

-15.000.000

-10.000.000

-5.000.000

0

5.000.000

10.000.000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

TIR

Euro

s

mercado 661mercado 436tarifa 661tarifa 436

Fig. 34. Análisis gráfico de la rentabilidad del proyecto en una situación pesimista


- 88 -

A la vista de la figura anterior y de los flujos de caja anuales mostrados, en un

mercado con el coste de la biomasa alto, no seria rentable en general una planta de

este tipo. Únicamente, se podría recuperar el dinero invertido aproximadamente a los

cinco años si se decidiera vender la energía al precio fijo según RD 661/2007.

TARIFA

RD 436/2004

MERCADO

RD 436/2004

TARIFA

RD 661/2007

MERCADO

RD 661/2007

MERCADO

OPTIMISTA 10,52 % - 37,36 % 22,52 %

MERCADO

PESIMISTA - - 20,14 % -

Tabla 25. Resumen de la rentabilidad de todas las alternativas

Como se puede observar a partir de la Tabla 25, se obtiene una mayor

rentabilidad con el nuevo Real Decreto ya que se alcanza en ambos escenarios de

mercado una mayor tasa interna de retorno. En las dos situaciones la opción de venta

más rentable es a tarifa (RD 661 / 2007). En la gráfica siguiente se comprueba que

siguiendo esta vía que, a partir de 68 €/ Tn. (aprox.) biomasa los proyectos dejarían

de ser rentables (se considera que por debajo de 12 % ó 10 % no existe rentabilidad

alguna).

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

20,00 € 30,00 € 40,00 € 50,00 € 60,00 € 70,00 €

Escenariooptimista

Escenario pesimista

Fig. 35 Sensibilidad del TIR según el precio de la biomasa


- 89 -

Financiación 13


- 90 -

El documento con el estudio de viabilidad es uno de los requisitos para

solicitar dinero a entidades financieras para poder llevar a cabo la instalación.

Los proyectos de este tipo suelen estar financiados con un porcentaje alto por

entidades externas, ya sean de crédito o públicas a través de subvenciones. En este

caso, se considera que el 80 % de la inversión inicial corre a cargo de fondos

externos, y el 20 % restante serán fondos propios.

La financiación externa puede venir por muchas vías como las líneas de

crédito ICO-IDAE de 2006 que estableció este Instituto para fomentar el uso de

energías renovables y la mejora en la eficiencia energética. Dichos préstamos tenía

una dotación inicial de 30 millones de euros para financiar las inversiones de

proyectos de energía solar térmica, fotovoltaica aislada y biomasa doméstica e

instalaciones de cogeneración. En el caso de generación eléctrica con biomasa, como

es este caso, esta línea de préstamos no sería accesible para dicho proyecto.

En el ámbito regional, la Junta de Castilla – La Mancha quiere que en 2012

toda la energía que use la Comunidad provenga de las energías limpias. Por ello, ha

creado una ley de fomento de dichas energías (Ley 1/2007) para aunar en un único

texto toda la normativa existente al respecto. Y para ello utiliza como herramienta de

fomento el Plan Estratégico para el Desarrollo Energético (PERCAM).

El Instituto de Finanzas de Castilla-La Mancha es un instrumento financiero

al servicio de la política de desarrollo regional de Castilla-La Mancha, fomenta

distintas fórmulas de financiación dirigidas a los agentes intervinientes en la

economía regional. Por lo tanto, una buena vía de financiación del proyecto es la de

solicitar un crédito a este ente a través de sus líneas de préstamos y créditos.

El modelo de project finance es uno de los más utilizados en los proyectos

con inversiones de gran envergadura como el sector de las telecomunicaciones. Pero

últimamente proyectos de transporte o eléctricos, que suelen depender del sector

público, utilizan este mecanismo.


- 91 -

Dicho sistema de financiación se basa en la capacidad que tiene el proyecto

de generar flujos de caja que puedan atender la devolución de los préstamos, y en los

contratos entre diversos participantes que aseguran la rentabilidad del proyecto. Es

necesario disponer de una herramienta que permita obtener los fondos necesarios sin

generar riesgos en los accionistas más allá de sus participaciones de capital. Así el

riesgo económico de los inversores se ve reducido al trasladarse el riesgo de la

empresa al proyecto, que se autofinancia garantizando la deuda con sus propios

activos.

Las características básicas de esta financiación son las siguientes:

o un acuerdo para proporcionar los fondos necesarios para construir y

ejecutar el proyecto.

o un acuerdo, generalmente del producto obtenido en el proyecto, que

asegure que al iniciar la producción, el proyecto tenga suficiente

efectivo para cubrir sus costes y obligaciones.

o acuerdos que aseguren o garanticen que, en caso de que el proyecto

tenga problemas a la hora de generar efectivo, los fondos necesarios

para reactivar dicho proyecto estén disponibles.

El aumento de grandes inversiones en infraestructuras y la tendencia de los

gobiernos a reducir sus niveles de déficit presupuestario, ha sido un hecho

fundamental en el desarrollo del project finance. Esta figura permite tanto a la

Administración pública como a la empresa privada emprender proyectos cuya

inversión en capital es elevada.


- 92 -

Conclusiones 14


- 93 -

Las conclusiones que se obtienen después de la realización de un proyecto de

este tipo abarcan muchos ámbitos.

Respecto al tipo de biomasa a utilizar en una planta de generación eléctrica se

puede decir que para la mitad norte, aproximadamente, uno de los mejores cultivos

es el cardo debido a la gran cantidad de superficie y su buen poder calorífico. En

cambio, para la mitad sur, por su industria y agricultura entre otros aspectos, la mejor

opción es la utilización de podas y residuos obtenidos de la extracción del aceite de

oliva.

Si se habla de los cultivos energéticos, personalmente pienso que es una

buena manera de dar otro uso a tierras baldías pero que para que funcionen, las

subvenciones (PAC,…) tienen que ser de una mayor cuantía, así los agricultores

conocerán el sistema y decidirán dedicar sus posesiones agrarias a este fin.

Además, cabe destacar que la tarifa eléctrica de referencia española para la

biomasa es cinco veces menor que por ejemplo, que el incentivo por el uso de la

energía fotovoltaica. Con el gran potencial de biomasa que existe en el país, no se

explica como no se le otorga una mayor importancia a este combustible.

Al entrar en detalle a través de los resultados obtenidos en el estudio de

viabilidad, la creación del Real Decreto 661 del presenta año por el que se establecen

los nuevos incentivos, requisitos y tarifas para la producción de energía en régimen

especial, empuja a que un mayor número de proyectos con energías renovables

obtengan algo más de rentabilidad.

La decisión de vender la energía producida a un precio fijo es la que ofrece

mayor rentabilidad en una inversión como la estudiada. Esto es así sea cual sea el

escenario existente en el momento en cuanto al coste de producción y

aprovisionamiento de la biomasa.

Uno de los mayores problemas para los proyectos de generación eléctrica con

biomasa es el coste de la materia prima. Actualmente, el precio está subiendo y eso

empeora la creación de plantas de este estilo ya que las rentabilidades de éstos

dependen principalmente del precio de la tonelada de materia prima.


- 94 -

Una solución que se propone es aumentar el coste medioambiental a la

producción de energía con combustibles fósiles u otros métodos. A mayor impacto

ambiental y mayores consecuencias medioambientales causadas, mayor debería de

ser el importe del coste. De esta manera, se cuida el entorno, los inversores y las

empresas se interesan más por proyectos de energías limpias, se alcanzan con más

facilidad los objetivos propuestos en el PER 2005-2010 y se debilita la dependencia

energética actual del exterior.

La otra opción es el desarrollo de una red logística de biomasa para obtener

una mayor disponibilidad de la materia prima en todas las zonas geográficas y por lo

tanto, disminuya en parte su alto coste.

Otro punto a tener en cuenta son las subvenciones, ya sean comunitarias,

nacionales o autonómicas para todo tipo de proyectos que fomenten el desarrollo de

las energías verdes. En la Comunidad estudiada no existe en la actualidad ningún

tipo de ayuda, como tampoco existe alguna para esta energía en el país, y eso es una

barrera de entrada para la creación de plantas de generación eléctrica con biomasa y

para la obtención de rentabilidad en estos proyectos.

Las entidades financieras exigen excesivas garantías a los promotores para la

financiación de los proyectos bajo la modalidad de project finance, lo que obliga a

los mismos a suscribir contratos a largo plazo con los propietarios de la biomasa para

garantizar un suministro estable.

Esto dificulta la promoción de los proyectos y, en algunas ocasiones, los hace

inviables.


- 95 -

Por último comentar, que resulta paradójico que siendo España el mayor

productor de aceite de oliva, y por lo tanto, de orujillo, exportamos un cantidad

considerable de esta materia prima al extranjero para fines energéticos. A las

industrias eléctricas del Reino Unido, Bélgica e Italia no les importa pagar la

biomasa hasta tres veces más de su coste para el productor debido al encarecimiento

que supone el transporte marítimo. Esta situación se crea por la política de incentivos

que sus gobiernos tienen hacia el fomento de energías renovables (se les concede un

certificado verde a las empresas que utilizan la biomasa como combustible).


- 96 -

términos y siglas

15 Glosario de


- 97 -

AIE: Agencia Internacional de la Energía.

ALPERUJO: residuo húmedo obtenido durante la producción del aceite de

oliva mediante el proceso denominado de “dos fases”. Está formado por los residuos

de la oliva una vez extractado el aceite más el agua utilizada en el proceso de

extracción.

APPA: Asociación de Productores de Energías Renovables.

BIOMASA: define la materia orgánica originada en un proceso biológico,

espontáneo o provocado, utilizable como fuente de energía (bioenergía).

BRIQUETA: cilindro de 50 a 130 mm. de longitud y de 5 a 30 mm. de

diámetro hechos con serrín, astillas molturadas u otros residuos comprimidos que

puede utilizarse como combustibles, generalmente en chimeneas y barbacoas.

CAL: una caloría es una unidad de energía y representa la cantidad de energía

necesaria para elevar la temperatura de un gramo de agua de 14,5 a 15,5 º C a nivel

del mar. Julio = 0,24 cal.

CULTIVO ENERGÉTICO: se conoce cualquier tipo de cultivo agrario

cuya única finalidad sea proporcionar material para destinarlo a su aprovechamiento

energético. Los cultivos que suelen labrar con esta finalidad se caracterizan por dos

aspectos concretos. Por una parte, por su alta producción por unidad de superficie y

año y, por otra, por los pocos requerimientos que exige su cultivo.

EE: abreviatura de energía eléctrica.

EERR: abreviatura utilizada para hacer referencia a las energías renovables.

EJ: exajulios (E=1.018)


- 98 -

HOGAR: parte de la caldera donde se produce la combustión.

IDAE: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, adscrito al

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

IPC: el Índice de Precios al Consumo es una medida estadística de la

evolución del conjunto de precios de los bienes y servicios que consume la población

residente en viviendas familiares en España.

IPI: Índice de Precios Industriales. Mide la evolución mensual de la actividad

productiva de las ramas industriales, es decir, de las industrias extractivas,

manufactureras y de producción y distribución de energía eléctrica, agua y gas. Este

indicador refleja la evolución conjunta de la cantidad y de la calidad, eliminando la

influencia de los precios.

KWH: unidad de energía que equivale a la energía desarrollada por una

potencia de un kilovatio (kw) durante una hora. Se usa generalmente para la

facturación de energía eléctrica. 1 kwh = 3.600.000 J = 864.000 cal

LECHO FLUIDIZADO o FLUIDO: conjunto de biomasa que se comporta

como un fluido al gasificarse. Tecnología utilizada para la combustión de la biomasa

que permite utilizar una amplia variedad de combustibles muy heterogéneos con un

buen rendimiento.

OMEL: es la compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad.

Regula el mercado eléctrico diariamente.

OPAEP: acrónimo de la Organización de Países Árabes Exportadores de

Petróleo.


- 99 -

ORUJILLO: residuo del proceso de extracción del aceite de orujo de oliva,

es orujo seco y desgrasado.

PAC: siglas de Política Agraria Comunitaria que establece la Unión Europea.

Es el pilar básico en el cual se apoyan todas las actuaciones, que en materia agraria,

afectan a las explotaciones agrarias, a los titulares de las mismas, a las producciones

y al medio ambiente.

PARRILLA: tecnología utilizada para la combustión de biomasa apropiado

para materiales homogéneos y humedades bajas.

PELET: pequeños cilindro de 6 a 12 mm. de diámetro y de 10 a 30 mm. de

longitud hecho con serrín, astillas molturadas u otros residuos comprimidos que

pueden utilizarse como combustibles. Se utilizan para facilitar el transporte y

abaratar sus costes de almacenaje.

PER: acrónimo de Plan de Energías Renovables confeccionado por el IDAE.

PERCAM: Plan Estratégico para el Desarrollo Energético de Castilla – La

Mancha.

PODER CALORÍFICO: energía liberada por la combustión total a presión

constante de 1 Kg. de combustible tras llevar los productos de la combustión a 25 º

C. En la combustión se forma vapor de agua a partir de hidrógeno que contiene el

combustible. Si el estado final del agua generada en la combustión es en fase de

vapor (lo más frecuente en las instalaciones de combustión), se denomina poder

calorífico inferior (PCI). Si por el contrario el estado final del agua producida es

líquido (calderas de condensación), se habla de poder calorífico superior (PCS). El

poder calorífico es la máxima energía obtenible en la combustión de una sustancia

por unidad de masa.


- 100 -

POOL: mercado mayorista donde se produce la casación de ofertas de

compra y venta de energía eléctrica entre aquellos agentes que tienen acceso al

mismo. En él se fija un precio de la energía para cada hora, que viene determinado

por la última oferta necesaria para cubrir la demanda.

PSE: Proyecto Singular Estratégico.

RPM: acrónimo de la unidad de frecuencia conocida como revoluciones por

minuto y usada frecuentemente para medir la velocidad angular. Una revolución es

una vuelta de rueda, eje, disco o cualquier cosa que guire.

SOSTENIBILIDAD: proceso de racionalización de las condiciones sociales,

económicas, educativas, jurídicas, éticas, morales y ecológicas fundamentales que

posibiliten la adecuación del incremento de las riquezas en beneficios de la sociedad

sin afectar al medio ambiente, para garantizar el bienestar de las generaciones

futuras. También puede denominarse sustentabilidad.

TEP: toneladas de materia equivalentes en petróleo. Tep = 7,4 barriles de

crudo en energía primaria = 7,8 barriles de consumo final total.

TIR: siglas de Tasa Interna de Retorno o Rentabilidad.

VAN: acrónimo de Valor Actual Neto, un índice económico para el estudio

de inversiones.


- 101 -

bibliográficas 16 Referencias


- 102 -

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- 105 -

ANEXOS IV


- 106 -

CÁLCULOS A


- 107 -

Según los datos que muestra un informe de Valoriza Energía sobre la biomasa

y el olivar, 1 MW supone una cantidad de 7.500 toneladas de orujillo seco.

Para obtener 70.000 Tn. de esta biomasa hace falta secar entre 220.000 y

250.000 Tn. anuales de alperujo. Por último, dicho informe cita que una hectárea de

olivar produce dos toneladas y media de biomasa.

Con esta información, se puede obtener la cantidad aproximada de orujillo

seco y las hectáreas necesarias para la generación de tres megavatios eléctricos con la

planta en estudio.

Hahectáreasn 000.95,2500.22º ==

Ecuación 3. Cálculo de la superficie de olivar necesaria

oorujilloTnMW

TnMWnecesariastoneladas sec__500.221

500.73_ =∗

=

Ecuación 4. Cálculo de la cantidad de combustible

Por lo tanto, se estima que para una planta de esas características se necesitan

9.000 hectáreas de olivar que producen una cantidad de alperujo que oscila entre

70.700 y 80.300 toneladas. Este subproducto de la industria aceitera es secado,

obteniéndose 22.500 Tn. de orujillo al año que se quemarán en la caldera.

Como se cita en capítulos anteriores, un 5 % de la energía producida por la

planta se destina a autoconsumo.


- 108 -

Los precios no son constantes en el tiempo por lo que hay que tener en cuenta

los diferentes índices que intervienen en cada uno de los componentes del precio de

venta de la energía.

En las opciones de venta a precio fijo, la tarifa media de referencia tiene un

aumento anual del 2,5 %. Además, el precio del coste de operación y mantenimiento

está sometido a un 40% del Índice de Precios Industriales (IPI) y a un 60 % del IPC.

A continuación se muestran los datos obtenidos en el cálculo de los ingresos

de la venta de la electricidad en las alternativas 1.1 y 1.2.

VENTA DE ENERGÍA

AÑO TRM (c€/Kwh) Ingresos O&M

(€/Kwh) Coste O&M Total venta

0 1 7,6588 1.634.842,09 € 0,0200 499.320,00 € 1.135.522,09 € 2 7,8503 1.675.713,14 € 0,0204 510.340,99 € 1.165.372,15 € 3 8,0465 1.717.605,97 € 0,0209 521.605,24 € 1.196.000,73 € 4 8,2477 1.760.546,12 € 0,0214 533.118,11 € 1.227.428,01 € 5 8,4539 1.804.559,77 € 0,0218 544.885,09 € 1.259.674,68 € 6 8,6652 1.849.673,76 € 0,0223 556.911,79 € 1.292.761,97 € 7 8,8819 1.895.915,61 € 0,0228 569.203,95 € 1.326.711,66 € 8 9,1039 1.943.313,50 € 0,0233 581.767,42 € 1.361.546,08 € 9 9,3315 1.991.896,34 € 0,0238 594.608,19 € 1.397.288,14 €

10 9,5648 2.041.693,74 € 0,0243 607.732,38 € 1.433.961,36 € 11 9,8039 2.092.736,09 € 0,0249 621.146,25 € 1.471.589,83 € 12 10,0490 2.145.054,49 € 0,0254 634.856,19 € 1.510.198,30 € 13 10,3002 2.198.680,85 € 0,0260 648.868,74 € 1.549.812,11 € 14 10,5577 2.253.647,87 € 0,0266 663.190,57 € 1.590.457,30 € 15 10,8217 2.309.989,07 € 0,0272 677.828,51 € 1.632.160,56 € 16 11,0922 2.367.738,80 € 0,0277 692.789,54 € 1.674.949,25 € 17 11,3695 2.157.273,13 € 0,0284 708.080,79 € 1.449.192,33 € 18 11,6538 2.211.204,95 € 0,0290 723.709,55 € 1.487.495,40 € 19 11,9451 2.266.485,08 € 0,0296 739.683,27 € 1.526.801,81 € 20 12,24374204 2.323.147,21 € 0,02157598 538.665,93 € 1.784.481,28 €

Tabla 26. Venta anual de energía a tarifa fija según RD 436/2004


- 109 -

La actualización de la tarifa eléctrica media de referencia en el real Decreto

436 de 2004 sigue la siguiente ecuación:

IPC – X %, donde X es 25 puntos básicos hasta final de 2012 y 50 puntos a

partir de ese tiempo. En el estudio el año 2012 equivale al año 4 ya que en el 2008 se

iniciaría la construcción para que el siguiente año pudiera estar en funcionamiento.

VENTA DE ENERGÍA

AÑO Pool (c€/Kwh)

Pool, prima e incentivo Desvío Tasa de

operación TOTAL

0 1 3,7450 35.529,11 € 8.882,28 € 5.929,43 € 20.717,41 € 2 3,8574 38.521,04 € 9.148,75 € 5.929,43 € 23.442,87 € 3 3,9731 39.676,67 € 9.423,21 € 5.929,43 € 24.324,04 € 4 4,0923 40.866,97 € 9.705,91 € 5.929,43 € 25.231,64 € 5 4,2150 42.092,98 € 9.997,08 € 5.929,43 € 26.166,47 € 6 4,3415 43.355,77 € 10.297,00 € 5.929,43 € 27.129,35 € 7 4,4717 44.656,44 € 10.605,91 € 5.929,43 € 28.121,11 € 8 4,6059 45.996,14 € 10.924,08 € 5.929,43 € 29.142,63 € 9 4,7441 47.376,02 € 11.251,80 € 5.929,43 € 30.194,79 €

10 4,8864 48.797,30 € 11.589,36 € 5.929,43 € 31.278,52 € 11 5,0330 50.261,22 € 11.937,04 € 5.929,43 € 32.394,76 € 12 5,1840 51.769,06 € 12.295,15 € 5.929,43 € 33.544,48 € 13 5,3395 53.322,13 € 12.664,01 € 5.929,43 € 34.728,70 € 14 5,4997 54.921,79 € 13.043,93 € 5.929,43 € 35.948,44 € 15 5,6646 56.569,45 € 13.435,24 € 5.929,43 € 37.204,78 € 16 5,8346 58.266,53 € 13.838,30 € 5.929,43 € 38.498,80 € 17 6,0096 60.014,53 € 14.253,45 € 5.929,43 € 39.831,65 € 18 6,1899 61.814,96 € 14.681,05 € 5.929,43 € 41.204,48 € 19 6,3756 63.669,41 € 15.121,48 € 5.929,43 € 42.618,50 € 20 6,5669 65.579,49 € 15.575,13 € 5.929,43 € 44.074,94 €

Tabla 27. Venta anual de energía a precio de mercado según RD 436/2004

La tabla anterior es válida para las alternativas 1.2 y 2.2 del estudio de

viabilidad.


- 110 -

Respecto al cálculo de los ingresos anuales por la venta a la compañía

distribuidora de energía en régimen especial, usando los datos necesarios que se

muestran en el anexo C.2 del presente documento (RD 661/07, grupo b 8.1,

P>2MW):

Los primeros 15 años tarifa de 10,754 c€ / Kwh y los siguientes años tarifa de

8,066 c€ / Kwh.

Teniendo en cuenta estos aspectos, los ingresos obtenidos en la venta de

energía en cada año según el Real Decreto de 2007 (válidos para las alternativas 1.3

y 1.4) se muestran en la siguiente tabla:

VENTA DE ENERGÍA

AÑO TRM (c€/Kwh) Ingresos O&M

(€/kwh) Coste O&M TOTAL

0 1 10,7540 2.550.601,46 € 0,0200 499.320,00 € 2.051.281,46 € 2 11,0497 2.620.743,00 € 0,0204 510.340,99 € 2.110.402,01 € 3 11,3536 2.692.813,43 € 0,0209 521.605,24 € 2.171.208,19 € 4 11,6658 2.766.865,80 € 0,0214 533.118,11 € 2.233.747,69 € 5 11,9575 2.836.037,44 € 0,0218 544.885,09 € 2.291.152,35 € 6 12,2564 2.906.938,38 € 0,0223 556.911,79 € 2.350.026,59 € 7 12,5628 2.979.611,84 € 0,0228 569.203,95 € 2.410.407,89 € 8 12,8769 3.054.102,14 € 0,0233 581.767,42 € 2.472.334,71 € 9 13,1988 3.130.454,69 € 0,0238 594.608,19 € 2.535.846,50 € 10 13,5288 3.208.716,06 € 0,0243 607.732,38 € 2.600.983,67 € 11 13,8670 3.288.933,96 € 0,0249 621.146,25 € 2.667.787,71 € 12 14,2137 3.371.157,31 € 0,0254 634.856,19 € 2.736.301,11 € 13 14,5690 3.455.436,24 € 0,0260 648.868,74 € 2.806.567,50 € 14 14,9332 3.541.822,15 € 0,0266 663.190,57 € 2.878.631,58 € 15 15,3066 3.630.367,70 € 0,0272 677.828,51 € 2.952.539,19 € 16 8,0660 1.913.069,68 € 0,0277 692.789,54 € 1.220.280,14 € 17 8,2677 1.960.896,42 € 0,0284 708.080,79 € 1.252.815,63 € 18 8,4743 2.009.918,83 € 0,0290 723.709,55 € 1.286.209,28 € 19 8,6862 2.060.166,81 € 0,0296 739.683,27 € 1.320.483,53 € 20 8,9034 2.111.670,98 € 0,0303 756.009,56 € 1.355.661,42 €

Tabla 28. Venta anual de energía a tarifa fija según RD 661/2007


- 111 -

En el otro lado está la alternativa de vender la electricidad al precio

establecido por el mercado eléctrico (en este documento ocasionalmente se nota con

el nombre de pool). Para ello es necesario tener en cuenta que la prima para los

primeros quince años es de 6,1914 c€/ Kwh, y que transcurridos esos días no existe

prima alguna.

VENTA DE ENERGÍA

AÑO Pool (c€/Kwh)

Pool e incentivo (€) Prima (€) Desvío (€)

Tasa de operación

(€) TOTAL (€)

0 1 3,7450 88.822,79 1.468.457,68 8.882,28 5.929,43 1.542.468,76 2 3,8574 91.487,47 1.512.511,41 9.148,75 5.929,43 1.588.920,71 3 3,9731 94.232,09 1.557.876,49 9.423,21 5.929,43 1.636.755,95 4 4,0923 97.059,06 1.604.609,61 9.705,91 5.929,43 1.686.033,34 5 4,2150 99.970,83 1.652.759,62 9.997,08 5.929,43 1.736.803,94 6 4,3415 102.969,95 1.702.326,53 10.297,00 5.929,43 1.789.070,07 7 4,4717 106.059,05 1.753.408,06 10.605,91 5.929,43 1.842.931,78 8 4,6059 109.240,82 1.805.320,17 10.924,08 5.929,43 1.897.707,49 9 4,7441 112.518,05 1.860.188,22 11.251,80 5.929,43 1.955.525,04

10 4,8864 115.893,59 1.915.984,59 11.589,36 5.929,43 2.014.359,39 11 5,0330 119.370,40 1.973.466,57 11.937,04 5.929,43 2.074.970,50 12 5,1840 122.951,51 2.032.683,02 12.295,15 5.929,43 2.137.409,96 13 5,3395 126.640,05 2.093.658,38 12.664,01 5.929,43 2.201.705,01 14 5,4997 130.439,26 2.156.465,94 13.043,93 5.929,43 2.267.931,84 15 5,6646 134.352,43 2.221.154,54 13.435,24 5.929,43 2.336.142,31 16 5,8346 138.383,01 0,00 13.838,30 5.929,43 118.615,28 17 6,0096 142.534,50 0,00 14.253,45 5.929,43 122.351,62 18 6,1899 146.810,53 0,00 14.681,05 5.929,43 126.200,05 19 6,3756 151.214,85 0,00 15.121,48 5.929,43 130.163,94 20 6,5669 155.751,29 0,00 15.575,13 5.929,43 134.246,74

Tabla 29. Venta anual de energía a precio de mercado según RD 661/2007

En las cuatro Tablas 26 y 28, el total de la venta de energía a tarifa se obtiene

al calcular la diferencia entre los ingresos y el coste de operación y mantenimiento.


- 112 -

Sin embargo, en los cálculos de la venta al precio de mercado se realiza la

siguiente operación:

TOTAL = Pool + Incentivo + Prima - Desvío - Coste de operación

El coste de operación indica los gastos que conlleva la gestión de la energía

entregada a la red que realiza el operador del mercado.

Todos los precios, ya sean primas, incentivos, tarifas, desvíos, tasas y precios

a pool, son multiplicados por la energía generada a lo largo del año en el tiempo que

la planta está funcionando.

Los cálculos indicados a lo largo de esta memoria descriptiva y los resultados

obtenidos se han computado con la ayuda de una hoja de cálculo.

Para poder obtener los flujos de caja anuales, es necesario tener el coste de la

biomasa además de los ingresos por la venta de energía. Si el escenario elegido es

optimista, teniendo en cuenta un aumento del precio anual de la biomasa del 3 %, se

alcanzan los resultados de la Tabla 30.


- 113 -

BIOMASA

AÑO Precio anual

Cantidad (Tn/año) Coste total

0 1 31,493 € 708.592,500 € 2 32,438 € 729.850,275 € 3 33,411 € 751.745,783 € 4 34,413 € 774.298,157 € 5 35,446 € 797.527,101 € 6 36,509 € 821.452,914 € 7 37,604 € 846.096,502 € 8 38,732 € 871.479,397 € 9 39,894 € 897.623,779 €

10 41,091 € 924.552,492 € 11 42,324 € 952.289,067 € 12 43,594 € 980.857,739 € 13 44,901 € 1.010.283,471 € 14 46,249 € 1.040.591,975 € 15 47,636 € 1.071.809,735 € 16 49,065 € 1.103.964,027 € 17 50,537 € 1.137.082,947 € 18 52,053 € 1.171.195,436 € 19 53,615 € 1.206.331,299 € 20 55,223 €

22.500

1.242.521,238 €

Tabla 30. Costes anuales de la biomasa necesaria para el escenario optimista

Para elaborar la rentabilidad de las alternativas del escenario pesimista, son

necesarios los siguientes datos de los costes de biomasa anuales. Como en el otro

escenario, el precio de la materia prima se incrementa en la medida que aumenta el

IPC tomado (3% anual).


- 114 -

BIOMASA

AÑO Precio anual

Cantidad (Tn/año) Coste total

0 1 56,50 € 1.271.250,00 € 2 58,20 € 1.309.387,50 € 3 59,94 € 1.348.669,13 € 4 61,74 € 1.389.129,20 € 5 63,59 € 1.430.803,07 € 6 65,50 € 1.473.727,17 € 7 67,46 € 1.517.938,98 € 8 69,49 € 1.563.477,15 € 9 71,57 € 1.610.381,47 € 10 73,72 € 1.658.692,91 € 11 75,93 € 1.708.453,70 € 12 78,21 € 1.759.707,31 € 13 80,56 € 1.812.498,53 € 14 82,97 € 1.866.873,48 € 15 85,46 € 1.922.879,69 € 16 88,03 € 1.980.566,08 € 17 90,67 € 2.039.983,06 € 18 93,39 € 2.101.182,55 € 19 96,19 € 2.164.218,03 € 20 99,07 €

22.500

2.229.144,57 €

Tabla 31. Costes anuales de la biomasa necesaria para el escenario pesimista


- 115 -

PRESUPUESTO B


- 116 -

B.1 INVERSIÓN INICIAL

PRESUPUESTO PRECIO (€) Grupo caldera-turbina 2.250.000 Obra civil 420.000 Mano de obra - Instalación mecánica 350.000 Instalación eléctrica y de control 450.000 Ingeniería, visados, seguros y otros 100.000 Conexión eléctrica para evacuación: línea de evacuación, posición de evacuación. 250.000

TOTAL 3.820.000

Tabla 31. Estimación del presupuesto

Aunque una planta de generación de energía eléctrica con biomasa esté

formada por varios y muy distintos componentes como se cita en el capítulo 9, para

la realización del presupuesto sólo se tiene en cuenta la caldera y la turbina de vapor

ya que son los elementos principales de la instalación y los de mayor peso

económico. Esto es así porque suelen llevarse el 75 % de la inversión.

La construcción de la planta en los terrenos ocupa una superficie de 600 m2

aproximadamente. Según la información consultada, el precio del terreno está

alrededor de los 700 euros por metro cuadrado.

El concepto de mano de obra está incluido en cada partida de instalación que

se hace referencia.


- 117 -

B.2 ESTIMACIÓN COSTE DE LA BIOMASA

Según la Asociación de Productores de Energías Renovables, en 2006, el

orujillo, con una distancia máxima de transporte de 40 Km., estaba valorado de la

siguiente manera:

CONCEPTO PRECIO (€ / Tn.)

Producción 20

Precio de mercado 35

Margen comercial 1,5

Total puesto en planta 56,5

Tabla 31. Valorización del orujillo como biomasa según la APPA

Si se tiene en cuenta el precio de la biomasa estimado por el IDAE en el Plan

de Energías Renovables 2005-2010, éste favorece más el proyecto que el precio

calculado por la APPA. Se pasa de 56,5 € a 31, 493 €.


- 118 -

LEGISLACIÓN C


- 119 -

C.1 RD 436/2004

El Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, establece la metodología para la

actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial.

Este RD ha sido la base legislativa desde 2004 en el ámbito de la producción

de energía en régimen especial. Tras modificaciones posteriores, en 2007, se deroga

con la publicación del Real Decreto 661/2007 que establece un nuevo régimen

jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen

especial, así como un régimen económico transitorio para las instalaciones incluidas

en las categorías a), b), c) y d) del Real Decreto 436/2004.

C.2 RD 661/2007

Este Real Decreto publicado del 25 mayo de 2007, se regula la actividad de la

producción de energía eléctrica en régimen especial.

Categoría a) cogeneración

Es esta categoría se engloban los productores que utilicen la cogeneración u

otras formas de electricidad a partir de energías residuales.


- 120 -

Categoría b) energías renovables

Las instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías

renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y

cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario. Esta

categoría está compuesta por ocho grupos. Como se muestra a continuación, los

residuos de la industria olivarera forman parte del último grupo (ver Anexo II del RD

661/2007).

Productos incluidos en el grupo b.8

Productos incluidos en el subgrupo b.8.1, biomasa procedente de

instalaciones industriales del sector agrícola:

1. Residuos de la producción de aceite de oliva y aceite de orujo de oliva.

2. Residuos de la producción de aceitunas.

3. Residuos de la extracción de aceites de semillas.

4. Residuos de la industria vinícola y alcoholera.

5. Residuos de industrias conserveras.

6. Residuos de la industria de la cerveza y la malta.

7. Residuos de la industria de producción de frutos secos.

8. Residuos de la industria de producción de arroz.

9. Residuos procedentes del procesado de algas.

10. Otros residuos agroindustriales.

Productos incluidos en el subgrupo b.8.2, biomasa procedente de

instalaciones industriales del sector forestal:

1. Residuos de las industrias forestales de primera transformación.

2.Residuos de las industrias forestales de segunda transformación (mueble,

puertas, carpintería).


- 121 -

3. Otros residuos de industrias forestales.

4.Residuos procedentes de la recuperación de materiales lignocelulósicos

(envases, palets, muebles, materiales de construcción,…)

Productos incluidos en el subgrupo b.8.3:

Licores negros de la industria papelera.

Este proyecto se realiza para residuos del olivar y la potencia instalada es de 3

Mw, por lo tanto la tarifa regulada para los primeros quince años de funcionamiento

de la instalación es de 10,754 c€/Kwh y una prima de 6,1914 c€/Kwh. Para los años

posteriores el valor de la tarifa varía a 8,066 c€/kwh siendo nulo el complemento de

prima de referencia.


- 122 -

TIPO B

GRUPO SUBGRUPO POTENCIA PLAZO TARIFA

REGULADA (c€/kWh )

PRIMA DE REFERENCIA

(c€/kWh)

LÍMITE SUPERIOR

(c€/kWh)

LÍMITE INFERIOR (c€/kWh)

primeros 15 años 12,5710 8,2114 13,3100 12,0900

P ≤ 2 Mw a partir de entonces 8,4752 0,0000

primeros 15 años 10,7540 6,1914 11,1900 10,3790

b.8.1

2 Mw ≤ P a partir de entonces 8,0660 0,0000

primeros 15 años 9,2800 4,9214 10,0200 8,7900


primeros 15 años 6,5080 1,9454 6,9400 6,1200

b.8.2


primeros 15 años 9,2800 5,1696 10,0200 8,7900


primeros 15 años 8,0000 3,2199 9,0000 7,5000

b.8

b.8.3


Tabla 32. Cuadro de tarifas y primas del grupo b.8) según RD 661/2007


- 123 -

Categoría c) valorización energética de residuos

Instalaciones que utilicen como energía primaria residuos con valorización

energética no contemplados en la categoría b). Dicha categoría se divide en cuatro

grupos.

Respecto a los importes de tarifas, primas, complementos y límites inferior y

superior del precio horario del mercado definidos en este real decreto, para la

categoría b), se actualizarán anualmente tomando como referencia el incremento del

IPC menos el valor establecido en la disposición adicional primera del real decreto.

El valor de referencia establecido para la detracción del IPC a que se hace

referencia para las actualizaciones de algunos valores establecidos será de

veinticinco puntos básicos hasta el 31 de diciembre de 2012 y de cincuenta puntos

básicos a partir de entonces

C.3 LEY 1/ 2007 DE LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE CASTILLA - LA

MANCHA

Ley regional del 15 de febrero de 2007, por la que se fomentan las energías

renovables e incentivación del ahorro y eficiencia energética.

En el artículo 20, como medida de fomento, se establece la creación de

créditos blandos para proyectos energéticos en colaboración con el Instituto de

Finanzas de Castilla – La Mancha.


- 124 -

La Consejería competente en materia de energía, en coordinación con el

Instituto de Finanzas de Castilla-La Mancha, S. A., y atendiendo al interés de los

proyectos energéticos para el aprovechamiento de los recursos energéticos de

carácter renovable en Castilla-La Mancha que se presenten ante el citado

departamento administrativo, podrá establecer una línea de financiación para la

concesión de créditos, fijando a tal fin las condiciones aplicables a dichas

operaciones. Estos créditos podrán disponer de una subvención a los tipos de

interés, mediante convocatoria a tal efecto realizada por la Consejería competente

en materia de energía. Las pequeñas y medianas empresas y las personas físicas

tendrán preferencia para la obtención de los créditos con destino a nuevas

instalaciones, en los términos fijados reglamentariamente.

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ESTUDIO TÉCNICO- ECONÓMICO DE LA INSTALACIÓN DE … · Fig. 9. Tipo de biomasa usada en la industria para la generación de energía - 21 - Fig. 10. Orden cronológico de antecedentes