Evaluación del coste de la utilización del calor residual procedente de plantas cogeneradoras en redes de calefacción y refrigeración urbana

Evaluación del coste de la utilización del calor residual procedente de plantas cogeneradoras en redes de calefacción y refrigeración urbana de baja temperatura

Resumen

El objetivo de la investigación aquí mostrada es analizar los posibles beneficios resultantes de la reconversión de centrales termoeléctricas convencionales en plantas cogeneradoras con una infraestructura asociada de redes de calefacción y refrigeración urbana de baja temperatura. Dicho análisis se llevará a cabo a través de una evaluación financiera con el objeto de estimar la variación anual en el coste total del sistema.

En concreto, se estudiará el coste total anualizado de proporcionar calor y frío a áreas urbanas que representan condiciones climatológicas del norte, centro y sur de Europa (Oldemburgo-Wilhelmshaven, Bristol y Cartagena respectivamente). En el caso base se representarán las condiciones a día de hoy, las cuales serán comparadas con escenarios alternativos en los que las centrales termoeléctricas convencionales existentes serán reconvertidas en plantas cogeneradoras.

Palabras clave: Redes de calefacción y refrigeración urbana de baja temperatura, cogeneración, reconversión de centrales termoeléctricas, condiciones climatológicas, Unión Europea.

1. Introducción

Como regla general las centrales térmicas de nueva construcción podrán diseñarse como central exclusivamente eléctrica o como planta cogeneradora (Mayor of London, 2008, p. 21) – normalmente con la opción de cambiar a modo condensación [sin pérdida de eficiencia alguna (Friis-Jensen, 2010, p. 15)] para el último caso (IEA, 2005, p. 149). Dependiendo del tipo de planta, potencia nominal y localización, el coste extra para la versión cogeneradora variará entre un 10% y un 45% (Lako, 2010, p. 3). Si se desea que la planta cogeneradora sea lo más eficiente posible, el reemplazo de la turbina será probablemente obligado (Loikala, 2006, p. 103); debe tenerse en cuenta que aunque ésta sea una solución cara, siempre será mucho más barata que construir una central eléctrica nueva (Atkins Ltd, 2013, p. 15).

En aquellos países en los que la tecnología de la cogeneración y las redes de calefacción urbana está más avanzada (como es el caso de Dinamarca), muchas de las unidades de las centrales térmicas reconvertidas a plantas cogeneradoras han sido (o van a ser) reemplazadas por unidades más modernas situadas en el mismo emplazamiento, desmantelando las unidades antiguas (Auken, 1999) o utilizándolas como reserva.

En cualquier caso debe tenerse en cuenta que otros factores no técnicos tales como el régimen de planificación energético también entrarán en juego y que bajo ningún concepto todas las centrales térmicas existentes podrán ser reconvertidas en plantas cogeneradoras, teniendo que considerarse las acciones a tomar de manera individual.

Es preciso indicar que, en el supuesto de que la reconversión total (de todas las unidades) de una central térmica proporcione un calor superior al necesitado por las cargas, se puede proceder a una reconversión parcial de la planta (National Research Council, 1984, p. 158) a un coste obviamente inferior. Por ejemplo, si se considera la central de ciclo combinado de El Fangal (Cartagena, España) (Burke, 2003, p. 50), sería posible reconvertir sólo una de las tres unidades de 400 MW. Si el destino del calor fueran redes de calefacción urbana de baja temperatura (con una demanda energética inferior a la que se tendría en caso de emplearse redes de calefacción urbana convencionales), el número de unidades a reconvertir evidentemente disminuirá (Lee, 1996, p. 240). La reconversión se consigue gracias a una modificación/reemplazo de la turbina de baja presión (Sallent-Cuadrado, 2009, pp. 38, 39) y modificando/reemplazando el condensador existente por un condensador de calefacción urbana (Sysav, 2009, p. 9).

Alternativamente, una de las unidades puede ser parcialmente reconvertida para proporcionar calor a una temperatura mayor, extrayendo del espacio comprendido entre las turbinas de alta y baja presión (Jonshagen, 2011, p. 5) calor a alta temperatura y presión (Ministerio de Economía, 2002, p. 10 358). Esta solución tendría una eficiencia global inferior a la del reemplazo de la turbina de baja presión (Lee, 1996, pp. 240, 241).

Tal y como se ha expuesto, debe entenderse que existen múltiples opciones para reconvertir una central térmica convencional, dependiendo la mejor opción en todo caso de un estudio detallado de la planta, del propósito para el que se requiere el calor y de la cantidad necesaria del mismo (Lee, 1996, p. 241).

En Ilustración 1 puede observarse la actual diseminación de las redes de calefacción urbana en la UE. Debe tenerse en cuenta que, con la excepción de los países nórdicos y algunos casos excepcionales, la mayoría de estos sistemas abarcan una parte muy limitada de la ciudad.

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Ilustración 1. Ciudades con una población de más de 5000 habitantes y sistemas de calefacción urbana en la UE (Connolly et al., 2013, p. 24)

En la literatura científica se pueden encontrar un elevado número de investigaciones que estudian las repercusiones económicas y/o medioambientales resultantes de la utilización conjunta de cogeneración y redes de calefacción urbana. Entre las más reseñables se pueden citar las llevadas a cabo por Lund, que evaluó la demanda de calor asumiendo actividades de conservación energéticas para redes de calefacción urbana situadas todas ellas en Letonia (Lund et al., 1999, p. 553); igualmente sería Lund el que analizara el sistema energético danés con el objeto de evaluar el impacto que diferentes opciones de calefacción tienen sobre la demanda total de combustible y las emisiones de CO2 (Lund et al., 2010, p. 1382); Nielsen y Möller por su parte llevaron a cabo análisis de edificaciones sitas en Dinamarca con consumos energético reducidos (Nielsen y Möller, 2013, pp. 463-466); Lončar y Ridjan se centraron en los aspectos ambientales, de eficiencia energética y económicos de la introducción conjunta de redes de calefacción urbana y cogeneración para una ciudad croata de 30 000 habitantes (Lončar y Ridjan, 2012, p. 33); o Dotzauer, que consideró la planeación de cuatro sistemas de calefacción urbana para la ciudad de Estocolmo (Dotzauer, 2003, p. 1547). Sin embargo, la evaluación que las condiciones climatológicas (indudablemente) tienen sobre la factibilidad de la utilización conjunta de redes de calefacción urbana y cogeneración, no ha gozado de la misma atención, por lo que un estudio que atienda a las mismas es, a todas luces, necesario.

Una vez expuestas en esta primera sección las posibilidades de reconversión de centrales térmicas convencionales en plantas cogeneradoras y representadas las ciudades de la UE-28 que tienen redes de calefacción urbana (independientemente del tamaño del sistema), en la sección segunda se expondrá el método utilizado para llevar a cabo la investigación; en la sección tercera se expondrán estudios de casos de la implantación de redes de calefacción urbana de baja temperatura en tres ciudades de la UE-28 con distintas condiciones climatológicas; posteriormente, en la sección cuarta se mostrarán los resultados para los casos de estudio de las ciudades seleccionadas. Finalmente, la sección quinta se reservará para las conclusiones, donde se presentarán las consecuencias económicas resultantes de la realización de los proyectos en las secciones tercera y cuarta.

2. Materiales y métodos

Conociendo la energía necesaria para suministrar calor y frío a un número específico de consumidores y a partir de diversos parámetros tecno-económicos de las centrales térmicas convencionales seleccionadas (las cuales serán igualmente evaluadas suponiendo de que fueran reconvertidas a plantas cogeneradoras), se sustentarán los tres casos base que incluirán costes e ingresos de las plantas así como el coste de calefactar y refrigerar las cargas de los consumidores utilizando los equipos disponibles en la actualidad. Esta evaluación incluirá el coste de capital, costes de renovación, costes de mantenimiento operacional así como los ingresos obtenidos de generar electricidad.

Para la evaluación de los casos en los que la central térmica convencional sea reconvertida a una planta cogeneradora, se tendrá en cuenta el coste de dicha reconversión, inversión en infraestructura (redes de calefacción/refrigeración urbana), precio de la electricidad, así como costes de adecuación de las edificaciones (en el supuesto de que se incluyan acumuladores de calor que puedan hacer frente a una demanda de dos días, se podrá asumir que la electricidad generada se vende en el mercado al contado en el instante óptimo) (Krajacic et al., 2011, pp. 2048, 2049).

Para realizar el análisis económico se han comparado los costes anuales de los sistemas para los casos especificados, la electricidad neta (diferencia entre la electricidad medida en las barras de la central y los consumos de la misma), la energía primaria empleada y las emisiones de dióxido de carbono (calculadas para cada caso directamente a partir de la energía primaria).

2.1 Costes anuales

El coste anual de la energía anualizada en el sistema se ha calculado para cada caso utilizando (1) (Jožef Stefan Institute, 2009, pp. 8, 9) (Anderson, 2007, p. 5).

: Costes totales anualizados de capital (aquellos en los que se incurren cuando se construye la planta) (Newell, et al., 2014, p. 16)

Costes totales anuales fijos de operación y mantenimiento (incluye costes de operación del personal de la planta, impuestos, seguros y otros servicios) (Vuorinen, 2007, p. 22)

Costes totales anuales variables de operación y mantenimiento (incluye costes de mantenimiento y de materiales variables) (Vuorinen, 2007, p. 22)

Costes totales anuales de combustible

Ingresos totales anuales procedentes de la electricidad vendida

Costes totales anualizados de capital

Los costes totales anualizados de capital (es decir, el valor presente neto de la suma de todos los costes anuales que se dan para cada año de la inversión) para cada tecnología (central eléctrica, equipamiento, red eléctrica, etc.) se calculan empleando (2) y (3) (Williams et al., 2001, pp. 687, 688) (Dimian et al., 2013, p. 725) (Anderson, 2007, p. 5):

: Factor de anualidad para un equipamiento de años y tasa de descuento

: Coste de capital para una tecnología dada

Potencia nominal de una tecnología dada

: Tasa de descuento

Tiempo de vida de la tecnología

Debido a que la calefacción urbana es una inversión infraestructural (Levidow et al., 2013, p. 18), y con objeto de estar en línea con las recomendaciones para los países de Europa Occidental propuestas por la Dirección General de Política Regional y Urbana de la UE, se elegirá una tasa de descuento (social) del 3.5% ya que se ha considerado que este tipo de proyectos tienen un amplio impacto y son beneficiosos para la sociedad en su conjunto (Directorate General Regional Policy, 2008, p. 57). El resultado de utilizar otras tasas de descuento superiores (del 5.5% y 7.5%) será comprobado posteriormente en un análisis de sensibilidad.

La razón de elegir estas tasas de descuento radica en el hecho de que las mismas son, por un lado, las tasas de descuento sociales propuestas por la UE-28 para regiones competitivas (3.5%) y para las regiones de cohesión (5.5%) (Florio et al., 2008, p. 16) y, por el otro, 7.5% es una de las tasas de descuento más ampliamente utilizadas para la evaluación de proyectos de esta índole (Cambridge Economic Policy Associates and Ricardo – AEA, 2013, p. 6) (Element Energy Limited y AEA Group, 2012, pp. 65, 68, 86) (Ove Arup & Partners, 2011, p. 24).

En la presente investigación se asumirá que las tecnologías a gran escala serán continuamente mantenidas y reformadas, lo que evidentemente tendrá un impacto positivo en su tiempo de vida o vida técnica de la tecnología (Ricardo-AEA, 2014, p. 24) y supondrá unos costes de mantenimiento anuales mayores debido precisamente a esta extensión de vida económica (Economic Regulation Authority, 2004, p. 26).

Costes totales anuales fijos de operación y mantenimiento

La mayoría de las centrales eléctricas están continuamente siendo renovadas (Müller et al., 2001, p. 38) para extender su vida útil (DNV Climate Change Services, 2010, p. 6) (Bauer et al., 2012, p. 16 806), por lo que se ha creído conveniente añadir a los costes anuales fijos de operación y mantenimiento (los cuales suelen rondar el 2% del coste de inversión) (Lahmeyer International, 2008, p. 6/69) (Punnonen et al., 2013, p. 12) un 2% de los mismos para hacer frente a los costes de renovación. Debe tenerse en cuenta que la estimación de estos últimos entraña una considerable dificultad (IEA, 2003, p. 188) y que, dependiendo del tipo de central, mantenimiento realizado, edad, así como del país en el que se encuentren localizadas, podrán considerarse despreciables (Larsson, 2012, pp. 32-33), representar un 15% del coste de la inversión de la planta (Rosnes and Vennemo 2009, pp. 19-20) o incluso más (IAEA, 2002, pp. 42-43) (debido a estas circunstancias, se ha considerado que un 2% es una cantidad lo bastante general como para representar los costes de renovación a los que tienen que hacer frente las centrales térmicas típicas de Europa Occidental).

Costes totales anuales variables de operación y mantenimiento

Aparte de los costes fijos de operación, se han asumido unos costes variables de operación y mantenimiento proporcionales a la electricidad generada (Bureau of Resources and Energy, 2013, p. 25).

Costes totales anuales de combustible

Haciendo uso principalmente de los datos obtenidos a partir del Portal de Energía de Europa, se utilizarán distintos precios de combustibles para el sector residencial (empleando los precios ofrecidos a las viviendas de cada país de la UE) y el industrial (asumiendo en este caso que la central adquirirá el combustible a precios industriales aplicables a grandes consumidores).

Ingresos totales anuales procedentes de la electricidad vendida

Se asume que la electricidad es vendida en un mercado al contado basado en estadísticas de sus respectivos operadores del mercado eléctrico (EEX, Elexon, OMEL). Las asunciones se presentan en Tabla 1.

Tabla 1. Precios asumidos de la electricidad en mercados al contado y para consumidores domésticos, del carbón y del gas natural (tanto para consumidores industriales como domésticos) para Oldemburgo-Wilhelmshaven, Bristol y Cartagena (Market Observatory for Energy, 2013, p. 10) (Eurostat, 2014) (Statistical Office of the European Communities, 2014) (European Union, 2015) (International Energy Agency, 2012, p. IV 170) (Capros et al., 2014, pp. 17, 48)

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2.2 Factores de conversión y de emisión

Además del carbón y del gas natural utilizado por las centrales térmicas y los consumidores domésticos, la demanda de energía primaria incluye la electricidad neta del sistema estudiado (IEA, 2012, p. I.5).

La energía primaria anual correspondiente a la electricidad debe estimarse en base a la media de las asunciones de las eficiencias de diferentes fuentes energéticas y a la consideración de unas pérdidas en las redes de transporte y distribución de un 9% para el mix eléctrico de cada país (debe tenerse en cuenta que las tres ciudades estudiadas están situadas en Europa Occidental, por lo que se entiende como razonable este 9%) (Vikkelso et al., 2003, p. 6) (MWH, 2009, pp. 3, 4) (Osman, 2006, p. 46) (Sánchez, 2008, p. 14). El mismo, presentado en Tabla 2, está basado en estadísticas del The Shift Project Data Portal para el año 2012. Los factores de conversión de energía primaria calculados para las centrales evaluadas (SEAI, 2010, p. 2), las eficiencias asumidas (Energinet, 2012, pp. 35, 50) (Eurelectric, 2003, p. 13) y los factores de emisión utilizados (nótese la divergencia de los mismos dependiendo del país estudiado y bibliografía empleada) (Egenhofer et al., 2006, pp. 99, 102, 111) (European Commission, 2010, pp. 12, 13) (Hill, et al., 2013, pp. 23, 24) (SEAI, 2010, p. 3), se presentan en Tabla 3.

Tabla 2. Mix eléctrico para los países de las ciudades estudiadas. Fuente: The Shift Project Data Portal

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Tabla 3. Factores de conversión de energía primaria, eficiencia y factores de emisión utilizados para las centrales estudiadas

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3. Cálculo

Para cada una de las ciudades de Oldemburgo-Wilhelmshaven, Bristol y Cartagena se han tenido en cuenta las demandas de calor y refrigeración (unas demandas que, evidentemente, dependen de sus respectivas condiciones climatológicas). A continuación se exponen cada uno de los casos considerados:

Situación actual (Caso Base)

El Caso Base es la situación presente. Las centrales eléctricas existentes venden electricidad en un mercado al contado de electricidad sin suministrar calor a ninguna red de calefacción urbana. La refrigeración se consigue a través de sistemas de aire acondicionado convencionales.

Para la evaluación del Caso Base se han considerado las siguientes tecnologías:

- La central térmica convencional asignada a Oldemburgo-Wilhelmshaven ha sido la central de carbón de Willhelmshaven (E.ON); para Bristol, la planta asignada ha sido la central de ciclo combinado de Seabank; por su parte, para Cartagena la central térmica de ciclo combinado de El Fangal ha sido la elegida para llevar a cabo la evaluación^[2].

[...]

^[1] Nótese que la central térmica de Wilhelmshaven (E.ON) emplea carbón como combustible, por lo que, a diferencia de las centrales térmicas de Seabank (Bristol) y de El Fangal (Cartagena) – que utilizan gas natural –, no es necesario incluir el precio del gas natural para consumidores industriales. Por su parte, al utilizar los consumidores domésticos de Oldemburgo-Wilhelmshaven gas natural (al igual que los de Bristol y Cartagena), en este caso evidentemente sí se ha mostrado su precio asumido

^[2] Para llevar a cabo los estudios de caso y en la elección del tipo de central térmica (que repercutirá evidentemente en el tipo de combustible empleado), se ha intentado que la muestra sea lo más representativa posible. Aunque existen algunas excepciones (tales como la central térmica de Frimmersdorf, la cual está localizada a 35 km Colonia y que en la actualidad utiliza su calor residual en las red de calefacción urbana de Grevenbroich, también conocida como la “capital de la energía”) (RWE, 2005, pp. 3, 7), lo cierto es que las centrales térmicas de lignito tienden a estar localizadas distantes de las cargas térmicas de las ciudades al tener normalmente que estar situadas cerca de las minas de lignito. Una circunstancia similar se da con las centrales nucleares, las cuales tienden a estar localizadas lejos de las grandes ciudades, por lo que no serán seleccionadas para su evaluación.

[...]