Comisión de Regulación de Energía y Gas …apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02... · Comisión de Regulación de Energía y Gas REQUISITOS Y CONDICIONES

Comisión de Regulación de Energía y Gas

REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS PARA LOS PROCESOS DE PRODUCCIÓN COMBINADA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y

TÉRMICA - LEY 1215 DE 2008 - COGENERACIÓN

docum ento CREG- 08529 de Octubre de 2008

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GA:

Sesión No. 391

CONTENIDO

1. Antecedentes....................................................................................................................................1931.1 Ley 1215 de 16 de Julio de 2008..........................................................................................1931.2 Cogeneradores en el Sistema Interconectado Nacional - S IN ........................................1931.3 Contratos de capacidad de respaldo ;......................................................................... 1951.4 Antecedentes regulatorios....................................................................................................195

2. Experiencia internacional............................................. 1973. Evaluación de la eficiencia energética.......................................................................................... 198

3.1 Indicadores de eficiencia energética.................................................................................. 1993.2 Indicador de ahorro de energía...........................................................................................2003.3 Relación entre los indicadores de eficiencia energética y ahorro de energía.............. 2013.4 Análisis de los indicadores de eficiencia energética........................................................ 202

4. Propuesta regulatoria..................................................................................................................... 2024.1 Requisitos y condiciones técnicas...................................................................................... 2034.1.1 Definición de requerimiento mínimo de Rendimiento Eléctrico Equivalente - REE acumplir por los procesos de producción combinada de energía eléctrica y térmica............... 2034.1.2 Producción mínima de energía eléctrica y térmica...........................................................2044.1.3 Sistemas de Medición........................................................................................................... 2044.1.4 Auditoria y pruebas de las plantas de cogeneración....................................................... 2064.2 Metodología de valoración del respaldo dado por el SIN................................................208

5. Referencias........................................................................................................................................ 209Anexo A - Antecedentes regulatorios de la operación de cogeneradores en el SIN..................212Anexo B - Antecedentes regulatorios internacionales.....................................................................214Anexo C - Análisis de la eficiencia de las plantas térmicas pertenecientes al SIN.........................216Anexo D - Definición de los valores mínimos de Rendimiento Eléctrico Equivalente................ 221

D-085-08 COGENERACIÓN

Sesión No. 391

Lista de tablas

Tabla 1. Cogeneradores reportados en el SIN......................................................................................... 194Tabla 2. Valores mínimos de REE anual para plantas de cogeneración.............................................. 203Tabla 3. Antecedentes regulatorios frente a la operación de cogeneradores en el SIN.................212Tabla 4. Resumen comparativo tratamiento cogeneradores............................................................... 214Tabla 5. Plantas térmicas analizadas......................................................................................................... 216Tabla 6. Valores de referencia para la generación por separado de energía eléctrica para el año2006 221Tabla 7. REE mínimos calculados para diferentes valores de Ahorro de Energía Primaria -Alternativa A.................................................................................................................................................. 222Tabla 8. Valores de referencia para la generación de energía eléctrica por separado para laAlternativa B.................................................................................................................................................. 222Tabla 9. REE mínimos calculados para diferentes valores de Ahorro de Energía Primaria -Alternativa B.................................................................................................................................................. 223Tabla 10. Valores mínimos de REE para plantas de cogeneración....................................................... 224

Lista de fíguras

Figura 1. Producción de energía eléctrica total de los cogeneradores entregada al SIN................194Figura 2. Producción de energía eléctrica total de los cogeneradores entregada al SIN por unidad.195Figura 3. Relación entre el REE y el AEP para plantas con turbinas de gas.........................................201Figura 4. Puntos de medición de energía en el proceso de cogeneración..........................................206Figura 5. Eficiencia de plantas térmicas conectadas al SIN....................................................................219Figura 6. Eficiencias de plantas térmicas conectadas al SIN que emplean hidrocarburos 220


Sesión No. 391

REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS PARA LOS PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TÉRMICA - LEY 1215 DE 2008 -

COGENERACIÓN

En el presente documento se establece la propuesta regulatoria desarrollada por la Comisión, con miras a atender los requerimientos de la Ley 1215 de 2008 "Por la cual se adoptan medidas en materia de generación de energía eléctrica". Se analizan los antecedentes regulatorios colombianos, la experiencia internacional en el tema, los índices de eficiencia energética y ahorro de energía primaria propuestos para los procesos de cogeneración, la metodología para la remuneración del servicio del respaldo que presta el SIN a las plantas de cogeneración y se desarrolla una propuesta regulatoria para la definición de los requisitos y condiciones técnicas para considerar un procesos de producción combinada de energía térmica y eléctrica como cogeneración.

1. ANTECEDENTES

1.1 Ley 1215 de 16 de Julio de 2008

La ley 1215 de 16 de Julio de 2008 "Por la cual se adoptan medidas en metería de generación de energía eléctrica", establece los siguientes puntos:

a. La ley define qué es un proceso de cogeneración.b. Establece el cobro de la contribución de solidaridad (20%) sobre los excedentes

de energía vendidos por los cogeneradores, pero no sobre su consumo propio.c. Establece para la Comisión la obligación de determinar:

- Los requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de producción combinada de Energía Eléctrica y Energía Térmica para considerarse como cogeneración.

- La metodología para la remuneración del respaldo que otorga el SIN a los cogeneradores.

- Y los demás aspectos necesarios que considere la CREG.d. Define un plazo de 3 meses una vez entre en vigencia la ley para determinar las

obligaciones del literal c.

1.2 Cogeneradores en el Sistema Interconectado Nacional - SIN

De acuerdo al reporte de XM S.A. E.S.P. a través de su sistema de información PARATEC, en el Sistema Interconectado Nacional - SIN aparecen registrados 9 unidades de cogeneración, como se indica en la Tabla 1. La energía entregada al SIN por estas plantas para el año 2007 fue de 72,6 GWh correspondiente al 0,14 % del total de energía generada en el 2007.

La producción de energía eléctrica total anual de los cogeneradores entregada al SIN, se presenta en la Figura 1 y en la Figura 2 se discrimina por planta la generación anual de energía eléctrica entregada.

D-085-08 COGENERACIÓN193

Ses/óri No. 391

Tabla 1. Cogeneradores reportados en el SIN,

ÍTEM EMPRESA PROPIETARIA UNIDAD CAPACIDAD[MW]

ENERGÍA 2007 [GWh]

1 Bioaise S.A. Cogenerador Bioaise 1 0,00 3,26

2 Central castilla S.A. Cogenerador central castilla 1 1,00 4,52

3 Colteier S.A. Cogenerador Coltejer 1 1,60 0,003Ingenio del Cauca S.A. (INERCIA) Cogenerador Incauca 1 9,90 42,83

Ingenio Providencia S.A. Cogenerador Ingenio providencia 1 1,00 1,51

4 Ingenio Riopaila S.A. Cogenerador Ingenio Riopaila 1 1,50 4,45

5 Ingenio Risaralda S.A. Cogenerador Ingenio Risaralda 1 5,50 8,66

6Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. "EPSA E.S.P”

Cogenerador central Tumaco 1 0,00 0,031

9 Proyectos Energéticos del Cauca S.A. E.S.P.

Cogenerador PROENCA 1 4,00 7,33

Total de potencia declarada al SIN 24,50 72,60

Figura 1. Producción de energía eléctrica total de los cogeneradores entregada al SIN.

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

A julioAño


Sesión No. 39"’

Figura 2. Producción de energía eléctrica total de los cogeneradores entregada al SIN por unidad.

BIOASE

CASTILLA

COLTEJER

INCAUCA

PROVIDENCIA

RIOPAILA

RISARALDA

PROENCA

TUMACO

Total

1.3 Contratos de capacidad de respaldo

El análisis de los contratos de capacidad de respaldo se adelantó dentro del proceso de definición de la metodología de remuneración de la actividad de distribución, consultando a las empresas que desarrollan la actividad de distribución de energía respecto del respaldo que tuviesen contratado; es así como:

Se recibió respuesta de 21 empresas de las cuales solo 4 contaban con contratos de capacidad de respaldo.

Las cuatro empresas agrupan un total de 23 contratos con capacidades desde 1 MVA a 19 MVA, que en total suman una potencia de 105,4 MVA.

Los Niveles de Tensión en donde se presta el respaldo son en su mayoría 2 y 3, presentando solamente 2 contratos en Nivel de Tensión 4.

Sin embargo, el valor de capacidad de respaldo reportada comparada con la capacidad instalada informada por los gremios (417 MW en autogeneración y 314 MW en cogeneración), indicarían que este servicio no es empleado en forma consistente por los productores marginales o que los mantenimientos de sus unidades de generación son realizados de forma coincidente con los de sus plantas industriales, es decir, en periodos de muy bajos requerimientos de energía.

1.4 Antecedentes regulatorios

Como antecedentes regulatorios para la operación de los cogeneradores en el SIN y su participación en el Mercado de Energía Mayorista, están las resoluciones CREG-085/96, CREG-107/98, CREG-032/01 y CREG-039/01, cuya descripción y alcance se presenta en el anexo A. Sin embargo, aunque se tiene resoluciones posteriores a la CREG- 107/98, las condiciones de producción de energía eléctrica y energía térmica para la

120

_ 100 XI 80a& 60

15 40

2002 20G3 2004 2005

Año

2006 2007


venta de energía en el SIN por parte de los cogeneradores se mantienen desde esta resolución.

Como puntos importantes de las resoluciones anteriores se tiene:

La regulación existente establece requisitos a los cogeneradores para la venta de energía, teniendo como base la relación de la energía eléctrica y la energía térmica producidas en el proceso de cogeneración.

Se considera la realización de auditorías para la verificación del cumplimiento de las normas establecidas.

Las formas de venta de los excedentes de energía producida por los cogeneradores son claramente definidas.

No se considera un indicador de eficiencia de los procesos de cogeneración, para evaluar el ahorro de energía que este realiza.

Para el caso de la valoración del respaldo que ofrece el SIN a los cogeneradores, se tienen como antecedentes la Resolución CREG-82/02 y la Resolución CREG-097/08. En la primera, se valora el respaldo como la capacidad de transformación adicional que se requiere para atender el contrato de respaldo establecido entre un OR y el productor marginal, definiendo un precio máximo por kVA-año de respaldo que corresponde al costo estimado de la transformación.

En la Resolución CREG-097/08, se cambió lo establecido en la Resolución CREG- 082/02, para incluir en la valoración del servicio de respaldo las inversiones en líneas y equipos empleados para prestar el servicio al productor marginal y, además, se aclararon y definieron obligaciones para el operador de red y el usuario; como puntos importantes se resaltan los siguientes:

El usuario conoce, de acuerdo a su capacidad de conexión requerida, el nivel de tensión al cual debe conectarse sujeto a la disponibilidad del OR, por medio del estudio anual requerido en Parágrafo 1 del Artículo 13 de la Resolución CREG- 097/08.

El OR está en la obligación de otorgar la capacidad de respaldo siempre y cuando esté disponible en el sistema de acuerdo con el estudio antes mencionado.

La solicitud y viabilidad del servicio enmarcado en la Resolución CREG-070/98.

Se considera el caso de capacidad de conexión no empleada por el Usuario y la autorización para el OR del uso de la misma pasado un periodo de 6 meses, con la consiguiente redefinición del la capacidad de conexión máxima para el usuario.

Se adiciona la remuneración de líneas y equipos empleados para prestar el servicio de respaldo en proporción a la capacidad de respaldo requerida por elusuario.

196D-085-08 COGENERACIÓN

Los activos utilizados en forma exclusiva por el usuario de la capacidad de respaldo, se consideran de conexión y no se les aplica lo dispuesto en la resolución CREG-097/08.

El cargo máximo así definido corresponde únicamente a la actividad de distribución de energía eléctrica.

2. EXPERIENCIA INTERNACIONAL

Como insumo para la propuesta regulatoria se consideró la experiencia regulatoria en España, Perú, Brasil, México y la Unión Europea en cuanto al tema de cogeneración, y en particular la definición, requisitos y condiciones técnicas para considerar una planta que tenga un proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica como una planta de cogeneración.

La revisión se adelantó empleando leyes o decretos expedidos por el gobierno en cada país y la regulación preparada por cada organismo regulatorio o ente similar.

De la revisión y análisis, se encuentra que la regulación está fuertemente influenciada por las necesidades energéticas de cada uno de los países analizados, por tanto, contiene estímulos económicos como tarifas preferenciales a la energía producida en procesos de cogeneración (España)1, prioridad en el despacho de la energía generada (Perú)2, pago de primas adicionales por exceder los requisitos de eficiencia en los procesos de cogeneración (España)3, entre otros, que generan distorsiones en el mercado de energía eléctrica al dar tratamiento preferencial a algunos generadores.

Sin embargo, es claro que en todos los países estudiados, a excepción de México, se identifican mecanismos para evaluar la eficiencia energética de los procesos de cogeneración y así optar a estos incentivos económicos brindados por el gobierno.

Dentro de los mecanismos de evaluación de eficiencia se tienen el Rendimiento PURPA4, el Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) y el índice de calidad (IC) o PES5 (Ahorro de Energía Primaria, en español), y para cada uno de estos se pueden definir equivalentes en términos de los demás.

Adicionalmente, las plantas o unidades de cogeneración que entren en operación en cada uno de los sistemas de potencia, se deben registrar ante el organismo regulador u operador del sistema quien evalúa los requisitos de eficiencia energética para poder considerar las plantas como cogeneradores y optar por los incentivos ofrecidos.

En resumen, los puntos más importantes detectados en la revisión internacional son:

1 Referencia [27]2 Referencia [13]3 ídem 1.4 Siglas en ingles del "Public U tility Regulatory Policies Act", donde se estableció un indicador de eficiencia de procesos

de cogeneración en los Estados Unidos de Am érica.3 Siglas del indicador definido por la Unión Europea en [32].


- En los países analizados, los proyectos de cogeneración deben ser registrados ante la autoridad competente, ya sea el organismo de regulación, de operación del sistema o el gobierno central.

- Se establecen requisitos de eficiencia energética para obtener la condición de cogenerador, los cuales deben ser garantizados por el cogenerador autorizado.

- Claramente el cogenerador debe indicar el uso de la energía térmica dentro de su actividad productiva, es así como se emplea el término Calor ú tif y solo este calor útil (o energía térmica) se emplea para la evaluación de los indicadores de eficiencia energética.

Se tienen diferentes indicadores de eficiencia o ahorro de energía en cada país, sin embargo, todos son equivalentes entre sí y para su definición se considera la tecnología disponible para la generación, el combustible y en algunos casos la potencia de la unidad de producción de energía eléctrica.

- Al diferenciar por combustible el indicador de eficiencia empleado, se busca que este corresponda con la mejor y más eficiente tecnología que hace uso del energético.

- Se considera la realización de auditorías o supervisiones a las plantas de cogeneración para garantizar el cumplimiento de los requisitos de eficiencia energética, la auditoria puede incluir la realización de pruebas de la planta.

En el Anexo B, se presenta un resumen comparativo del tratamiento dado a los cogeneradores en los países analizados.

3. EVALUACIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

Considerando el argumento claro de ahorro de energía primaria al emplear procesos de cogeneración para la producción de energía electica y energía térmica, este ahorro o eficiencia en la conversión de la energía primaria deben ser medidos.

Los indicadores de eficiencia energética aplicados internacionalmente consideran la energía primaria suministrada por el combustible o mezcla de combustibles a través del Poder Calorífico Inferior (PCI), la energía eléctrica generada y el calor útil producido por la planta, que en conjunto con los valores de eficiencia energética de referencia de los procesos de generación de energía eléctrica y térmica por separado, buscan determinar la eficiencia de los procesos de cogeneración comparada con los procesos de producción por separado.

Como se mencionó antes, el proceso de cogeneración debe demostrar su eficiencia frente a la producción separada para ser catalogado como un proceso de cogeneración eficiente, lo que le asegura el acceso a los incentivos determinados. Para el caso colombiano, estos incentivos fueron definidos en la Ley, y son la posibilidad de vender

6 El té rm ino Calor Ú til puede ser definido com o: to energía térm ica producida en un proceso de Cogeneración que se

destina a la activ idad productiva de la cual hace p a rte integral.


excedentes y de que solamente se pague contribución del 20% sobre tales excedentes y no sobre la generación destinada al propio consumo.

A continuación se discuten los principales indicadores.

3.1 Indicadores de eficiencia energética

3.1.1 Rendimiento PURPA

Formulado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos, a través del Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA) en 1978, formulado como:

EE Energía eléctrica generada por la planta de cogeneración kWh.ET Calor útil producido kWh, calculado empleado el PCI7EP Energía Primaria consumida por la planta kWh, calculado empleado el PCI.

En la regulación brasileña se encuentra una variación del rendimiento PURPA8, endonde el factor de 1/4 se expresa como la relación de la eficiencia de referencia térmica a la eficiencia de referencia eléctrica. Se busca con el indicador determinar la eficiencia del proceso sumando a la energía eléctrica generada un equivalente de la energía térmica primaria transformada en energía térmica, empleando el factor X. La expresión desarrollada es:

EE + l* E TR PURPA = ------ -7--------> 0,45

Donde

^ _ R r e f ET

V r e f EE

Donde,

ETEPEE

Energía Térmica Energía Primaria Energía Eléctrica

V r e f ET

V r e f EE

Fc%

Eficiencia de referencia para la generación de energía térmica Eficiencia de referencia para la generación de energía eléctrica Factor de cogeneración, valor mínimo exigido por la regulación.

Poder Calorífico InferiorReferencia [23]


El valor de X se aproxima a dos y varía en función de la potencia de la planta y el combustible.

3.1.2 Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE)

Es el indicador empleado en la regulación peruana9 y española. Se emplea para determinar la eficiencia; solamente se considera como energía primaria la energía del combustible restando la energía primaria que se empleó para obtener la energía térmica producida en el proceso de cogeneración. La expresión es:

EEREE = -------- FT

EP —V r e f ET

Donde,

REE Rendimiento Eléctrico Equivalente, en porcentaje [%].EE Producción total anual bruta de energía eléctrica en el proceso, expresadoen kWh.EP Energía primaria del combustible consumido anual-mente por el proceso,

expresado en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior del combustible.

ET Producción total anual de Calor Útil del proceso, expresado en kWh.Vref cu Eficiencia de referencia para la producción de Calor Útil.

Los requerimientos varían de acuerdo a la tecnología de conversión empleada y el combustible usado y se encuentran cerca de 55 % para la mayoría de los casos. La energía corresponde a valores anuales.

3.2 Indicador de ahorro de energía

Ahorro de Energía Primaria (AEP)

Es el indicador definido por la comunidad europea10; compara la energía empleada en el proceso de cogeneración contra la energía total empleada en la generación de energía térmica y eléctrica en procesos separados.

AEP = 1 - VcHP ET _|_ VCHP EE

Vñef E T Vüef EE

Donde,

Vchpee Eficiencia en la producción de energía eléctrica en el proceso de cogeneración, definida como el cociente entre la producción anual energía eléctrica y el aporte de combustible utilizado para generar la suma de la producción de calor útil y electricidad.

gReferencia [14]

10 ídem 5

200D-085-08 COGENERACIÓN 1*1

Sesió i No. 391

j i

V c h p e t Eficiencia en la producción de energía térmica en el proceso decogeneración, definida como el cociente entre la producción anual de calor útil y el aporte de combustible utilizado para generar la suma de la producción de calor útil y electricidad.

VuefEE Eficiencia de referencia para la producción de energía eléctrica1VitefET Eficiencia de referencia para la producción de energía térmica.

Este criterio es empleado para definir la cogeneración de alta eficiencia, donde AEP > 10% .

3.3 Relación entre los indicadores de eficiencia energética y ahorro de energía.

La relación de los indicadores de eficiencia energética y ahorro de energía, es decir,entre el REE y el AEP, se tiene por medio de la siguiente ecuación:

1AEP = 1 -

Se consideraron las tecnologías de turbinas de gas de ciclo simple y ciclo combinado, con una eficiencia de referencia de 52,5% y una eficiencia de las plantas de 30 % y 50 % respectivamente.

Figura 3. Relación entre el REE y el AEP para plantas con turbinas de gas.

Relación REE y AEP

C-Ul«*

o;c

3JTJOWO

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0.2

0.15

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0,05

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- 0.1

-0.15

-0 .2

-0.25

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Cr tr. G ■ 6 . 75 tr r V 25 -6,

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4

►

Rendimiento Eléctrico Equivalente

* TGCC » TGCS TGCS

11 Definidas en [33]


Sesión No, 391

3.4 Análisis de los indicadores de eficiencia energética

Considerando que cada uno de los indicadores propuestos puede ser expresado en términos de los otros, y el mayor o menor número de variables que deben ser definidas para determinar los indicadores y las complejidades que esto puedan traer, las principales observaciones a los indicadores son:

- El indicador Rendimiento PURPA presenta un factor de 'A que no es explicado, aunque podemos suponer que está definido en función de las eficiencias de referencia para la producción de energía eléctrica y térmica como es el caso en la regulación brasileña. Adicionalmente, presenta una formulación sencilla para la evaluación del indicador.

Para el caso del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE), se emplean las mismas variables del Rendimiento PURPA, además considera la eficiencia de referencia para la generación de energía térmica y presenta un cálculo igual de sencillo que el indicador PURPA. Sin embargo, los valores obtenidos pueden ser asociados con la eficiencia eléctrica lo cual permite su fácil comprensión.

- El uso del indicador de Ahorro de Energía Primaria (AEP) requeriría por parte de la Comisión la definición de las eficiencias térmicas y eléctricas de referencia para aplicar el indicador y el valor de ahorro de energía a exigir para considerar los procesos de producción conjunta de energía térmica y eléctrica como cogeneración. Aunque la fórmula es un poco más compleja, su aplicación indicaría claramente el ahorro de energía que tendría el uso de la cogeneración.

- La relación identificada entre el REE y AEP permite determinar el ahorro de energía primaria que se obtendría al definir un valor para el REE, con lo cual se puede estimar el impacto al establecer requerimientos de REE y evaluar que efectivamente se tenga un ahorro de energía con estos valores.

4. PROPUESTA REGULATORIA

En los antecedentes regulatorios de los cogeneradores se puede identificar claramente dos temas para la operación de estos en el SIN, los aspectos comerciales y los requisitos técnicos para la venta de energía y conexión al SIN.

La propuesta regulatoria para cumplir lo exigido por la ley 1215 de 2008, se divide en dos partes:

- Establecer los requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica para considerarse como cogeneración y poder así realizar la venta de su energía excedente.

- Definir la metodología para la remuneración del respaldo que otorga el SIN a los Cogeneradores.


W

Sesión No. 391

La propuesta busca mantener las modalidades de venta de energía establecidas para los Cogeneradores en el MEM.

4.1 Requisitos y condiciones técnicas.

4.1.1 Definición de requerimiento mínimo de Rendimiento Eléctrico Equivalente - REE a cumplir por los procesos de producción combinada de energía eléctrica y térmica.

Según la Ley 1215 de 2008, para que un proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica sea pueda considerar como un proceso de cogeneración, además de que se produzcan combinadamente dichas energías como parte de la actividad productiva que desarrolla el cogenerador, se deben cumplir unos requisitos y condiciones técnicas. Dicha Ley asignó a la CREG la función de determinar tales requisitos y condiciones técnicas.

De acuerdo con el análisis expuesto en los numerales anteriores, se concluye que los requisitos y las condiciones técnicas que debe reunir un proceso de producción combinada de energía térmica y eléctrica son aquellos orientados a establecer un adecuado nivel de eficiencia, específicamente en lo relacionado con el ahorro de energía al producir de forma combina energía eléctrica y energía térmica.

Para considerar el ahorro de energía primaria, se toma como referente la eficiencia de las plantas de generación térmicas conectadas al SIN para las cuales dicha eficiencia ha sido probada y certificada conforme con los Acuerdos del CNO, parámetros de referencia internacionalmente aceptados y el indicador de eficiencia energética REE explicado en el numeral 3.1.2.

Teniendo en cuenta lo anterior, la propuesta considera que los procesos de producción combinada de energía eléctrica y térmica podrán ser considerados como Cogeneración, cuando demuestren el cumplimiento de un valor mínimo de REE, definido a partir de las eficiencias de las plantas de generación térmica existentes (ver Anexo D) y considerando lo siguiente:

- El combustible empleado por las plantas de cogeneración.La mayor eficiencia en el uso del combustible de las plantas termoeléctricas en el SIN o valores reconocidos internacionalmente.

El Rendimiento Eléctrico Equivalente mínimo exigido anualmente, en función del combustible empleado para la producción combinada de energía eléctrica y energía térmica se presenta en la Tabla 2 y se calcula como se indica en el numeral 3.1.2.

Tabla 2. Valores mínimos de REE anual para plantas de cogeneración.

Tipo de combustible REE [ %]

Gas natural 53,5Carbón 39,5Hidrocarburos grados API < 30 30,0


Sesión No. 391

Hidrocarburos grados API > 30 51,0

Combustible de Origen Agrícola12 30,0

En el caso de plantas nuevas el valor del REE deberá determinarse por medio de una auditoría y pruebas antes del inicio de operación de la planta en el SIN como se indica en el numeral 4.1.4.

Para los cogeneradores actualmente registrados ante el ASIC y en operación a la fecha de expedición de la resolución, el REE exigido será el que se determine por medio de una auditoría y pruebas como se indica en numeral 4.1.4. El valor así certificado se tomará como el mínimo valor del REE que debe mantener cada una de estas plantas.

4.1.2 Producción mínima de energía eléctrica y térmica

Para este requisito se propone mantener la regulación vigente con una modificación, por medio de la cual se da claridad a la energía térmica que se emplea para calcular el indicador de REE y el porcentaje de energía térmica que se debe producir. De los antecedentes regulatorios se tiene que:

- Si produce Energía Eléctrica a partir de Energía Térmica, la Energía Eléctrica producida deberá ser mayor (>) al 5% de la Energía Total generada por el sistema (Térmica + Eléctrica).

■ Si produce Energía Térmica a partir de un proceso de generación de Energía Eléctrica, la Energía Térmica producida deberá ser mayor (>) al 15% de la Energía Total generada por el sistema (Térmica + Eléctrica).

Adicionalmente, como energía térmica solo se considera únicamente el calor útil, definido como:

Es la energía térmica generada en los procesos de producción combinada de energía eléctrica y térmica que se destina a la actividad productiva de la cual hace parte integral.

Con lo anterior, se busca que los procesos de cogeneración alcancen el indicador de eficiencia energética exigido, al generar energía eléctrica que será usada por el agente y el Sistema Interconectado Nacional y al emplear la energía térmica en la actividad productiva asociada al cogenerador.

4.1.3 Sistemas de Medición

Las mediciones de la energía eléctrica, energía térmica (Calor Útil) producidas y el consumo del combustible, son empleadas para la evaluación del REE y la producción mínima de energía eléctrica y térmica, para así determinar si el proceso de producción combinada de energía térmica y eléctrica, puede ser considerado como cogeneración; estas mediciones deben cumplir con las siguientes características mínimas:

12 Com bustible de Origen Agrícola, no incluye residuos municipales o industriales


Sesión No. 391

- Los equipos de medida de energía eléctrica empleados deben estar acordes al código de medida vigente para el Mercado de Energía Mayorista.

- Las mediciones de energía registradas deberán totalizar la producción diaria de energía eléctrica, Calor Útil y el consumo de combustible para ser reportados y sujetos a auditoría.

- Los registros de Energía Primaria entregada por el combustible consumido y la producción de Energía Eléctrica y Calor Útil deben ser mantenidos, reportados y expresados en kWh.

- Los métodos de captura, procesamiento, registro, modificación y reporte deben garantizar la exactitud y veracidad de las medidas, estos métodos estarán sujetos a auditoría.

Las mediciones deben ser realizadas en los bornes de generador de energía eléctrica y en los puntos de entrega de la energía térmica (Calor Útil) a la actividad productiva. Estos puntos pueden ser tantos, como los necesarios para registrar la totalidad del Calor Útil y permitan la consolidación de la producción al momento de su registro.

El Cogenerador deberá realizar el reporte de las mediciones de Energía Eléctrica, Calor Útil y Energía Primaria entregada por el combustible consumido, teniendo en cuenta las siguientes condiciones:

- El reporte de los registros debe hacerse de acuerdo con los requisitos del código de medida.

- El Cogenerador deberá reportar al CND los valores de las mediciones de Energía Eléctrica, Calor Útil y Energía Primaria entregada por el combustible consumido al CND diariamente antes de las 8 a.m.

Considerando lo anterior, el CND dispondrá de los medios y establecerá el procedimiento para el reporte de los agentes Cogeneradores.

Los puntos de medición se ilustran en la Figura 4.


w

r j ' 39 i

Figura 4. Puntos de medición de energía en el proceso de cogeneración.

C arbón

Hidrocarburos

Gas Natura l COA

Producción de energía té rm ica

producción de energía eléctrica

Consumo o

en trega de energía al SíN

r 'i ) 1COMBUSTIBLE j ra tp F R A I T VA PO R + ^ ^ SIN

GENERADOR ^» > v 1 I \

CND

Pérdidas

Reporte del cálculo anual del REE a p a rt ir de

las mediciones repo rtas .

Pérdidas

ET no empleada

Energía Térm ica consumida por la 1 activ idao productiva

ACTIVIDAD

PRODUCTIVA

A ctiv idad productiva que

emplea la Energía Eléctrica v Térm ica

Energía eléctricp consumida por la

actividad productiva

m Puntos de medición

^ de energía para evaluación del REE

^ Puntos de m edición de la fro n te ra com ercia l

4.1.4 Auditoria y pruebas de las plantas de cogeneración.

La definición de unos requisitos para considerar a los procesos de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica como cogeneración, implican la definición de un esquema de auditorías independientes y de un seguimiento de estos indicadores para garantizar que éstos se cumplan y se alcance el objetivo de ahorro de energía por parte de los procesos de cogeneración.

Dentro del esquema se considera la participación de dos tipos de cogeneradores, los existentes y los nuevos proyectos que aspiren a ser considerados como cogeneración. Para definir la metodología de auditoría y pruebas, entre los aspectos importantes a considerar son:

Los Cogeneradores Nuevos deberán certificar un REE superior al mínimo exigido en la Tabla 2 del numeral 4.1.1, así como de la producción mínima de energía eléctrica y térmica a que se refiere el numeral 4.1.2, antes del inicio de operación en el SIN.

Para el caso de los Cogeneradores actualmente registrados ante el ASIC y en operación a la fecha de expedición de la resolución deberán certificar el REE de su proceso y el cumplimiento de la producción mínima de energía eléctrica y

D-085-08 COGENERACIÓN206 ,

bl*

Sesión No. 391

térmica dentro de los seis meses siguientes a la fecha en que el CNO expida el procedimiento de pruebas y auditoría.

- Las certificaciones se obtienen como resultado de una auditoria y una prueba a la planta realizada por una de las empresas auditoras inscritas ante en el CNO. La prueba se debe realizar en coordinación con el CND.

- Copia de las certificaciones deberá enviarse a la CREG, a la SSPD y al CND. El CND verificará el cumplimiento de los parámetros exigidos en los numerales4.1.1 y 4.1.2, y sólo se podrá iniciar ó continuar la venta de excedentes de energía eléctrica a partir de la publicación que haga el CND, si de su verificación se concluye el cumplimiento de tales parámetros.

El procedimiento de auditoría y prueba para las plantas de Cogeneración deberá ser desarrollado por el CNO dentro de los tres (3) meses siguientes a la fecha de expedición de la Resolución, considerando que como mínimo la unidad de generación deberá operar por un periodo de dos (2) horas a su máxima capacidad para determinar el cumplimiento de los requisitos definidos en los numerales 4.1.1 y 4.1.2. El procedimiento deberá ser enviado a la CREG para su revisión.

- El costo de la realización de la auditoría y de las pruebas correrán a cargo del agente, una vez se realice la auditoría.

La auditoría debe tener como mínimo el siguiente alcance:

- Revisión de los sistemas de medición de energía eléctrica y térmica del proceso de Cogeneración que proveen los datos para el cálculo del REE y su trazabilidad al Sistema Internacional de Unidades.

- Verificación de que la energía térmica medida corresponda única y exclusivamente al Calor Útil.

- Revisión de la integridad de los registros mantenidos de energía eléctrica y térmica producida para el cálculo del REE.

- Determinación del REE del agente cogenerador y de la proporción de la producción de energía eléctrica y térmica.

4.1.5 Seguimiento de los requisitos y condiciones técnicas de las unidades de Cogeneración

Para el seguimiento de los cogeneradores, se propone la participación del CND considerando su función de supervisión y control de la operación coordinada de los recursos de generación del SIN, los principales puntos a considerar en el seguimiento son:

- Una vez los Nuevos Cogenerador certifiquen el cumplimiento de los requisitos definidos en los numerales 4.1.1 y 4.1.2, deberán solicitar su registro ante el


Sesión No. 391

ASIC en los términos de la Resolución CREG 107 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya, a fin de iniciar su operación en el SIN.

Luego de la Certificación inicial, cada Cogenerador deberá determinar, a partir de los registros almacenados, el REE de la unidad de Cogeneración y los valores de producción de energía eléctrica y térmica y reportarlos al CND antes del octavo día del mes de enero de cada año.

- El CND calculará anualmente, a partir de los valores reportados por losCogeneradores, el REE y la producción de energía eléctrica y térmica de las unidades de Cogeneración para el año inmediatamente anterior. A más tardar el 15 de enero de cada año el CND informará públicamente los resultados de estos cálculos y el valor reportado por cada Cogenerador.

En caso de que los valores calculados por el CND sean inferiores a los mínimos exigidos de REE, el cogenerador deberá certificar en un término no mayor a un (1) mes el cumplimiento de dichos valores mínimos por medio de una auditoria y pruebas.

- De no presentar la certificación o si cualquiera de los valores certificados resultainferior a los mínimos, la planta de producción combinada de energía eléctrica ytérmica perderá su calificación como Cogenerador, y por lo tanto no podrá seguir vendiendo excedentes de energía al SIN.

Con el fin de permitir los procesos de producción combinada de energía eléctrica y térmica que presentan el potencial de ahorro de energía propio de los procesos de cogeneración, se considera importante permitir que los procesos de producción de energía que perdieron su calidad de cogeneración, la puedan retornar un año después de haber sido perdida esta condición, demostrando el cumplimiento de los parámetros correspondientes.

4.2 Metodología de valoración del respaldo dado por el SIN

Frente a la metodología para la remuneración del respaldo que otorga el STR y SDL a los cogeneradores, esta ya se encuentra definida en la Resolución CREG-097/08 o aquella que la modifique o sustituya y por consiguiente deber ser aplicada por los agentes cogeneradores representados por su comercializador y el operador de red para establecer el contrato de capacidad de respaldo.

La metodología definida por la CREG097/08, valora de una forma adecuada los costos del respaldo, incluyendo en ésta los costos asociados a la capacidad de transformación requerida para prestar el servicio de respaldo, además de los costos de las líneas e inversión en equipo de ser requeridos y es así, como establece un precio máximo anual por el servicio de capacidad de respaldo.

En el caso de cogeneradores que requieran el respaldo del STN, la Comisión definirá la metodología en Resolución que trata la remuneración de la Actividad de Transmisión de energía eléctrica


Sesión No, 391

En lo referente a la contratación del respaldo en generación, este será contratado con un comercializador, es de carácter obligatorio y tiene las siguientes características:

Cantidad y duración: son establecidos por el Cogenerador, los consumos por encima de la cantidad contratada podrán ser atendidos por el Comercializador n la medida en que exista disponibilidad.

Precio: corresponde al valor de cargo por confiabilidad mas los costos propios del servicio, los cuales corresponden a: recaudo y manejo de comercializador y garantías que requiera el ASIC. Los costos propios por el servicio serán acordados entre el Comercializador y el Cogenerador y el valor del Cargo por Confiabilidad deberá ser girado por el comercializador al ASIC mensualmente, cuando no se haga uso del respaldo.

Registro de los contratos de respaldo: los contratos de respaldo deberán ser registrado por el Comercializador ante el ASIC. El ASIC deberá implementar en un plazo máximo de 3 meses el formato para el registro.

El pago del Cargo por Confiabilidad a los generadores que tienen Obligaciones de Energía Firme, OEF, se cubre con: i) el mecanismo de recaudo definido en la Resolución CREG-071 de 2006 y ii) los recursos girados al ASIC por respaldo a cogeneradores.

Y por ende a Demanda Objetivo contratada por el Cargo por Confiabilidad deberá considerar las cantidades de energía contratadas por los cogeneradores para respaldo.

5. REFERENCIAS

Generales

Ley 1215 de 2008. “Por la cual se adoptan medidas en materia de generación deenergía eléctrica”.[1] Resolución CREG-085/96. “Por la cual se reglamentan las actividades del

Cogenerador conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN)”.[2] Resolución CREG-107/98. “Por la cual se aclara el alcance de las disposiciones

establecidas en la Resolución CREG-085 de 1996 que reglamenta la actividad de Cogeneración en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y se expide una Resolución autocontenida”.

[3] Resolución CREG-032/01. “Por la cual se modifican parcialmente las Resoluciones CREG-086 de 1996 y 107 de 1998”.

[4] Resolución CREG-039/01. “Por la cual se modifican parcialmente las Resoluciones CREG-086 de 1996 y CREG-107 de 1998".

[5] Resolución CREG-097 de 2008. “Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local”.

[6] Informe final. “Análisis para el marco reglamentario de la cogeneración en Colombia”. UPME AENE Ltda. 1996.

[7] Sistema de información. NEON XM S.A.[8] Sistema de información. PARATEC XM S.A.[9] http://www.conae.gob.mx/wb/CONAE/CONA_25_cogeneracion


http://www.conae.gob.mx/wb/CONAE/CONA_25_cogeneracion

Sesión No. 391

[10] http://www.upme.gov.co/si3ea/Eure/index.html

Perú[11] Decreto Supremo N° 064-2005-EM (29-12-2005). Reglamento de Cogeneración.[12] Decreto Supremo N° 037-2006-EM (07-07-2006). Sustitución Reglamento de

Cogeneración.[13] Decreto Supremo N° 082-2007-EM (24-11-2007). Modifican el Reglamento de

Cogeneración.[14] Decreto Ley N° 25844. Ley de Concesiones Eléctricas.[15] Decreto Supremo N° 009-93-EM. Reglamento de la Ley de Concesiones

Eléctricas.[ 16] http://www. coes.org. pe/coes/index. asp

México[17] Guía de gestiones para implementar una planta de cogeneración en México.

CONAE[18] Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. Última reforma aplicada 22-12-

1993[19] Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. 31 de mayo de

1993[20] http://www.cfe.gob.mx/es/lnformacionAICIiente/conocetutarifa/

Brasil[21] Resolución Normativa No 21 de 21 de Enero de 2001. ANEEL.[22] Resolución Normativa No 235 de 14 de noviembre de 2006. ANEEL.[23] Nota Técnica No /2005-SRG/SCG/ANEEL.[24] Revisáo da Res. n° 21/2000: Qualificagáo de Cogeradoras. ANEEL.

España[25] REAL DECRETO 616/2007, de 11 de mayo, “Sobre fomento de la cogeneración”.[26] REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, “Por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial”.[27] La eficiencia de la cogeneración y su medida. Referencia. EFC0205IG.0 2003.

COGEN ESPAÑA[28] Eficiencia energética y cogeneración Referencia. COG0307PO. 2003 COGEN

ESPAÑA[29] Medida y determinación del calor útil, de la electricidad de cogeneración y del

ahorro de electricidad de cogeneración y del ahorro de energía primaria en plantas de cogeneración de alta eficiencia. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía. 2008

Union Europea[30] DECISIÓN DE LA COMISIÓN de 21 de diciembre de 2006. “Por la que se

establecen valores de referencia de la eficiencia armonizados para la producciónpor separado de electricidad y calor de conformidad con lo dispuesto en la Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y el Consejo” (2007/74/CE).

[31] DIRECTIVA 2004/8/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 11de febrero de 2004 “relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de lademanda de calor útil en el mercado interior de la energía y por la que semodifica la Directiva 92/42/CEE”.


t a i

http://www.upme.gov.co/si3ea/Eure/index.html

http://www

http://www.cfe.gob.mx/es/lnformacionAICIiente/conocetutarifa/

Sesión No, 391

Artículos técnicos[32] Nesheim. S.J., Ertesvag. I.S., “Efficiencies and indicators defined to promote

combined heat and power”. Energy Conversion and Mangement. Oct 2006.[33] Verbruggen A. The merit o f cogeneration: Measuring and rewarding performance.

Energy Policy No 36 2008 Elsevier.[34] Mantilla. J.M., Duque. C.A., Galeano. C.H., “Análisis del esquema de generación

distribuida como una opción para el sistema eléctrico colombiano”. Revista Facultad de Ingeniería Universidad de Antioquia No 44 97-110 Junio 2008.

[35] IEA Energy Technology Essentials “Biomass for power generation and CHR”. January 2007 ETE03

[36] Ecopetrol. Manual de control de calidad para manejo de combustibles por el poliducto. Distrito de Oleoductos. Grupo de Inspecciones.


M

Sesión No. 391

Anexo A - Antecedentes regulatorios de la operación de cogeneradores en el SIN

Tabla 3. Antecedentes regulatorios frente a la operación de cogeneradores en el SIN.

RESOLUCIÓN ALCANCE DESCRIPCIÓN OBSERVACIONES

CREG-085/96Por la cual se reglamentan las actividades del Cogenerador conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Se define el proceso de cogeneración y el agente cogenerador. Se establece la contratación del respaldo al cogenerador y las condiciones para la venta de los excedentes de energía al SIN. Se le considera como generador frente al cargo por capacidad y su participación frente al MEM.

Como criterio para la venta de energía solo se empleaba la relación de energía eléctrica o térmica frente al total de energía producida por el cogenerador y no establece un criterio de eficiencia al proceso de cogeneración.Se consideraba la realización de auditorías para garantizar el cumplimiento de las normas.

CREG-107/98

Por la cual se aclara el alcance de las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-085 de 1996 que reglamenta la actividad de Cogeneración en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y se expide una Resolución autocontenida.

Frente a la CREG-085/96 se aclara el término energía excedente con garantía de potencia, se realiza una diferencia en la energía con garantía de potencia, se clasifica plantas < 20 MW o >20 MW, y se aplica un esquema similar a las plantas menores a partir de esta clasificación. Los Cogeneradores registrados ante el SIC, que participen en la Bolsa con Energía Excedente con Garantía de Potencia, tienen derecho a percibir el Cargo por Capacidad.

Se mantiene la definición del proceso de cogeneración y del agente cogenerador, igualmente las condiciones para la venta de energía y las auditorias para garantizar el cumplimiento de las normas.

CREG-032/01Por la cual se modifican parcialmente las Resoluciones CREG-086 de 1996 y 107 de 1998.

Se aplica la ley 633 de 2000 por la cual se crea el impuesto destinado al FAZNI (1 peso/kWh) para plantas que operan en el MEM (Cogeneradores y Plantas Menores).

No modifica las condiciones técnicas de los cogeneradores para la operación en el SIN.

CREG-039/01Por la cual se modifican parcialmente las Resoluciones CREG-086 de 1996 y CREG-107 de 1998.

La posibilidad de venta directa de los excedentes de energía a un usuario no regulado, por parte de los cogeneradores y las plantas menores.

No modifica las condiciones técnicas de los cogeneradores para la operación en el SIN.


S í jím í . V o 391

CREG-082/02

Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.

Se define un cargo máximo a pagar por la capacidad de la red a los autoproductores con demanda máxima superior a 0,5 MVA, para demandas inferiores los autoproductores tienen el derecho al respaldo y solo pagan los cargos por uso del sistema cuando demanda energía de este.

Se considera la demanda adicional como transitoria y se define el cargo considerando la reducción de la vida útil del transformador, por ende el costo de atender esta demanda es el costo instalar capacidad de transformación adicional.

CREG-097/08

Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.

Se propone una anualidad de la inversión al servicio de respaldo que incluye el transformador y los equipos y líneas necesarios en caso de requerirse para atender la capacidad de respaldo contratada en proporción a esta. Además se aclararon y definieron obligaciones para el operador de red y el usuario

El cargo definido es un valor máximo, las partes siempre podrán negociar la tarifa. Respecto a la Resolución CREG-082/02 se incluyo la remuneración de líneas y equipos empleados para prestar el servicio de capacidad de respaldo.


Anexo B - Antecedentes regulatorios internacionales

Tabla 4. Resumen comparativo tratamiento cogeneradores

País Antecedentes Autorización y registro

Indicadorenergético

Operación y despacho Auditoria

PerúReglamento de Cogeneración. Decreto Supremo N° 064-2005- EM (29-12-2005) Sustitución Reglamento de Cogeneración. Decreto Supremo N° 037-2006-EM (07-07- 2006)Modifican el Reglamento de Cogeneración. Decreto Supremo N° 082-2007- EM (24-11-2007)

Para adquirir la calidad de Central de Cogeneración Calificada, debe presentar una solicitud de Calificación a la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, sustentando cumplimiento requisitos energéticos normativos entre otros.

Se aplica el Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE), se definen valores mínimos en función de la tecnología empleada y el combustible. También se define la relación entre EE generada y el calor útil.

Es establecido según los requerimientos de producción asociada de Calor Útil, y tendrá prioridad en el despacho entregando su programación

Por parte del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. Se efectuarán periódicamente pruebas para determinar los valores reales de REE y C de las centrales de cogeneración calificadas, en la cual los valores de E, Q y V indicados, siendo medidos durante un período ininterrumpido no menor a dos (02) horas de funcionamiento a su máxima capacidad de cogeneración.

México Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. Última reforma aplicada 22- 12-1993Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. 31 de mayo de 1993

Solicitar permiso de cogeneración a la CRE

No se identifico en la regulación que se aplicado alguno

Centralizado y bajo la coordinación de CFE

La secretaria de energía puede adelantar inspecciones cuando lo considere pertinente.

BrasilResolución 21 de 21/01/2001 Resolución Normativa No 235 de 14/11/2006

Se solicita calificación ante ANEEL, adjuntando soporte del proceso de cogeneración.

Se aplica el Rendimiento PURPA con modificaciones, se definen mínimos en función de la potencia de la

Nose indica en la resolución de cogeneración.

El requisito no se Incluyo en la segunda resolución.


maquina y el tipo de combustible.

UniónEuropea

* DIRECTIVA 2004/8/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 11 de febrero de 2004

* DECISIÓN DE LA COMISIÓN de 21 de diciembre de 2006.

De acuerdo a cada pals miembro.

Indicador de ahorro de energía, mínimo el 10 % de la energía primaria, se emplea para definir la cogeneración de alta eficiencia.

De acuerdo a cada país miembro.

De acuerdo a cada país miembro.

España * REAL DECRETO 616/2007, de 11 de mayo, "Sobre fomento de la cogeneración”.

• REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, “Por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial”.

Se debe solicitar en autorización en la administración general del estado.

Se aplica el Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE), se definen mínimos en función del combustible y tipo de tecnología empleada.

Plantas mayores a 10 MW deberán estar adscritas a un centro de control.

No lo identifique, encontré la obligatoriedad de mantener registros

215D-085-08 CO GENE RACIÓN

Sesión No 391

Anexo C - Análisis de la eficiencia de las plantas térmicas pertenecientes al SIN

El objetivo del análisis es estudiar la eficiencia de las plantas térmicas conectadas en el SIN, considerando el combustible principal empleado y la tecnología de conversión, para determinar si pueden ser usados como valores mínimos de referencia para la definición del REE de las plantas cogeneradoras.

El análisis consideró las plantas registradas en el SIN y de las cuales se tiene los parámetros técnicos en particular el Heat Rate registrados en el sistema de información PARATEC, un total de 32 plantas fueron analizadas distribuidas así: dieciséis (16) con turbinas de vapor (TV), siete (7) con turbinas de gas de ciclo simple, seis (6) con turbinas de gas de ciclo combinado y tres (3) con turbinas de gas aeroderivadas, los parámetros técnicos de las plantas se presentan en la Tabla 5.

Tabla 5. Plantas térmicas analizadas.

Nombre de la planta Tipo de turbina*

Combustibleprincipal Tipo de ciclo Cap Efect

Neta [MW]Heat Rate

[MBTU/MWh]Eficiencia

planta[%]

BARRANQUILLA 3 TV Gas naturalRanklneRegenerativo

64,0 9,6961 35,19

BARRANQUILLA 4 TV Gas natural RankineRegenerativo 63,0 9,9695 34,23

CENTRAL CARTAGENA 1 TV Combustóleo Rankine de vapor 61,0 11,8104 28,89CENTRAL CARTAGENA 2 TV Combustóleo Rankine de vapor 60,0 11,8104 28,89

CENTRAL CARTAGENA 3 TV Combustóleo Rankine de vapor 66,0 11,5220 29,61GUAJIRA 1 TV Gas natural Rankine 151,0 9,8036 34,81GUAJIRA 2 TV Gas natural Rankine 125,0 9,7038 35,16

PAIRA 1 TV Carbón RankineRegenerativo

31,0 13,4904 25,29

PAIRA 2 TV CarbónRankineRegenerativo 70,0 12,2191 27,92

PAIRA 3 TV Carbón RankirteRegenerativo 70,0 12,2715 27,81

PAIRA 4 TV CarbónRankineRegenerativo con recalentamiento

150,0 9,2513 36,88

TASAJERO 1 TV Carbón Rankine 155,0 9,4663 36,05

ZIPAEMG 2 TV Carbón Rankine de vapor 34,0 12,7586 26,74




FLORES 2 TGCS Gas natural Simple 112,0 10,0025 34,11

FLORES 3 TGCS Gas natural Simple 169,0 9,6021 35,54

MERILECTRICA 1 TGCS Gas natural Simple 169,0 9,6359 35,41

PALENQUE 3 TGCS Gas natural Simple 13,0 14,3162 23,83

TERMOCANDELARIA 1 TGCS Gas natural Simple 157,0 9,5477 35,74

TERMOCANDELARIA 2 TGCS Gas natural Simple 157,0 9,6806 35,25TERMOYOPAL2 TGCS Gas natural Simple 30,0 12,7056 26,86

FLORES 1 TGCC Gas natural Combinado 160,0 7,3752 46,27

TEBSAB TGCC Gas natural Combinado 791,0 7,8000 43,75


Sesión No. 391

TERMOCENTRO 1 CICLO COMBINADO TGCC Gas natural Combinado 280,0 7,0872 48,15

TERMOEMCALI 1 TGCC Gas natural Combinado 229,0 6,4732 52,71

TERMOSIERRAB TGCC Gas natural Combinado 455,0 6,3751 53,52

TERMOVALLE 1 TGCC Gas natural Combinado 205,0 6,5790 51,86

TERMODORADA 1 TGA Gas natural Simple 51,0 9,7103 35,14

PROELECTRICA 1 TGA Gas natural STIG 45,0 8,1684 41,77

PROELECTRICA 2 TGA Gas natural STIG 45,0 8,1684 41,77

Turbina de Vapor (TV), Turbina de Gas de Ciclo Simple (TGCS), Turbina de Gas de Ciclo Com binado (TGCC) y Turbina de Gas A eroderivada (TGA).

La información consignada en la Tabla 5, se presenta en la Figura 5 en donde se señalan los valores máximos y mínimos de eficiencia de las plantas considerando como criterio el combustible empleado y el tipo de turbina que usan.

Aunque en la Tabla 5, aparecen plantas que emplean hidrocarburos como combustible, son solo 3 de las plantas del total de las plantas analizadas, por lo cual se tomaron los valores de Heat Reat reportado por la plantas de generación que podían emplear fuere el combustible principal o secundario, la información de las eficiencias se presenta en la Figura 2.

De lo anterior podemos concluir que:

- Para el mismo tipo de combustible se tiene diferentes eficiencias de conversión de energía, claramente asociada a la tecnología empleada, por lo cual, al eficiencia de las plantas del SIN debe tomarse la mayor eficiencia de conversión por energético para lograr un ahorro de energía respecto de la generación en el SIN.

- Los valores de eficiencia máximos identificados por energético (39,31 % carbón, 53,52 % gas natural y 51,14 % Fuel Oil No 2) se encuentran muy cerca a valores internacionales de referencia reconocidos, para carbón 44,2 % , para hidrocarburos 44,2 % y para gas natural 52,5 %13.

- Para el caso de los hidrocarburos se debe considerar la diferencia significativa que se presenta en eficiencias en las plantas que emplean Fuel Oil no 2 y Fuel Oil no 6, por lo que es conveniente establecer una separación de las eficiencias de las plantas de acuerdo con este factor. La clasificación puede basarse en los grados API del hidrocarburo con lo cual se puede generalizar los combustibles y evitando definir clasificaciones por cada tipo14.

- Los valores de eficiencia de las plantas de generación podrían ser empleados para la definición del REE para las plantas de cogeneración considerando que se encuentran cercanos a valores internacionales y que permitirían evaluar el ahorro de energía que tendría el empleo de cogeneradores respecto a la generación en el SIN.

13 Referencia [31].

14 Para la selección se tom o como referencia [37]


Sesión No, 391

De las plantas conectadas al SIN se pueden identificar los valores de referencia para la conversión de energía empleando carbón, gas natural e hidrocarburos como combustible, sin embargo no se tiene valores para plantas que empleen como combustible la biomasa15, por lo cual estos valores deberán tomarse de valores de referencia internacionales.

15 Dentro del té rm ino biomasa pueden considerarse com bustible de origen agrícola (desechos agrícolas, cultivos

energéticos, etc .), desechos de industrias m adereras, residuos de jard inería , basuras, etc.


Figura 5. Ef ic iencia de p lantas té rm ic a s conec tadas al SIN.

60.00%

50.00%

40.00%

30.00%

20 .00%

10.00%

0 .00%

Eficiencias plantas térmicas del SIN

5 3 . 5 2 %

3 9 . 3 1 %

GASCARBON

COMBUSTÓLEO

TV

TGCSTGCC

TGA

35,74%

23.83%

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D-085-08 COGENERACIÓN2 1 9

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Figura 6. Eficiencias de plan tas té rm icas conectadas al SIN que em plean h id rocarbu ros

FUEL- OIL No 2 ■ FUEL - OlLFOo 6


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Sesión No. 391

Anexo D - Definición de los valores mínimos de Rendimiento Eléctrico Equivalente

Como indicador de eficiencia energética para determinar si un proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica puede ser considerado como cogeneración, se seleccionó el Rendimiento Eléctrico Equivalente - REE, la definición de los valores mínimos se puede realizar considerando 3 alternativas, así:

A. Tomar los valores internacionales de referencia para la producción de energía eléctrica y térmica por separado, y el ahorro de energía primaria a considerar para así determinar el valor mínimo de REE.

B. Considerar las eficiencias máximas de las plantas térmicas conectadas al SIN como los valores de las eficiencias máximas de referencias para la producción de energía eléctrica y térmica por separado, y el ahorro de energía primaria a considerar para así determinar el valor mínimo de REE.

C. Determinar como valor mínimo de REE la eficiencia máxima de las plantas de generación térmicas conectadas al SIN.

A continuación se analizan cada una de las alternativas.

1. Alternativas A y B.

Para la alternativa A se consideran como referentes internacionales los indicados en la Decisión de la Comisión2007/74/CE: Por la que $e establecen valores de referencia de la eficiencia armonizados para la producción por separado de electricidad y calor de conformidad con lo dispuesto en la Directiva 2004/8/CE, la decisión define para la producción de electricidad la eficiencia en función de tipo de combustible y el año de construcción de la planta, los valores se consignan en la Tabla 1.

Tabla 6. Valores de referencia para la generación por separado de energía eléctrica para el año 2006.

Tecnología de generaciónTipo de Combustible TV TGCS TGCC M

Gas natural 52,5% 52,5% 52,5% —

Carbón 44,2% — — —

Hidrocarburos 44,2% — — 44,2%

Como se observa en la tabla, los valores de referencia son independientes de la tecnología de generación y solo están definidos en función del tipo de combustible empleado.

Para determinar el valor del REE considerando el Ahorro de Energía Primaria, se emplea la siguiente fórmula:


Sesión No, 391

R E E ~ 1 ______________ 1 _^ A E P

V R e f E E V c h p E E 1 — A E P

Donde,

AEP Ahorro de Energía Primaria.Vchpee Eficiencia en la producción de energía eléctrica en el proceso de

cogeneración16.VnefEE Eficiencia de referencia para la producción de energía eléctrica.

Los resultados obtenidos son los siguientes:

Tabla 7. REE mínimos calculados para diferentes valores de Ahorro de Energía Primaria - Alternativa A.

AEP

0,0%

3,0%

5,0%

7,0%

10,0%

Los valores resaltados en negrita de la Tabla 7 se aproximan a los requerimientos establecidos por la regulación española, correspondiendo todos los valores a Ahorros de Energía Primaria del 10 %.

En el caso de la alternativa B, los valores de referencia aparecen en la Tabla 8 y los resultados del cálculo del REE se consignan en la Tabla 9.

Tabla 8. Valores de referencia para la generación de energía eléctrica por separado para la Alternativa B.

Tecnología de generaciónCombustible TV TGCS TGCC M

Gas natural 53,5% 53,5% 53,5% 53,5%

16 Los valores de la eficiencia típica para la producción de energía eléctrica en el proceso de cogeneración se tomaron de la referencia [14]

TV TGCS TGCC MGas

Natural Carbón Hidrocarburos GasNatural

GasNatural Hidrocarburos

52,50% 44,20% 44,20% 52,50% 52,50% 44,20%

55,05% 46,00% 46,00% 54,61% 54,10% 45,58%

57,00% 47,35% 47,35% 56,20% 55,28% 46,61%

59,18% 48,84% 48,84% 57,95% 56,56% 47,73%

63,00% 51,41% 51,41% 60,97% 58,73% 49,61%


Sesión No. 391

Carbón 39,3% — — —

Hidrocarburos 39,3% — — 39,3%

Tabla 9. REE mínimos calculados para diferentes valores de Ahorro de Energía Primaria - Alternativa B.

AEP

0,0%

3,0%

5,0%

7,0%

10,0%

Considerando los resultados de las consignados en las Tablas 7 y 9, las alternativas presentan el principal inconveniente en la definición del ahorro deseado de energía primaria, el cual requeriría un estudio más detallado. La definición de los valores de referencia no presentaría ningún problema ya que los valores nacionales de eficiencias máximas de las plantas térmicas se encuentran muy cerca a los valores internacionales.

2. Alternativa C

Considerar el valor mínimo del REE para las plantas cogeneradoras igual a las eficiencia máxima de las plantas térmicas conectadas al SIN, conllevaría un ahorro de energía frente a la producción centralizada del SIN congruente con el ahorro de energía motivo para la operación de plantas cogeneradoras y adicionalmente implicaría una gradualidad en la aplicación del indicador y la exigencia para los nuevos cogeneradores.

Tomando la propuesta anterior, se tienen identificados los valores de eficiencia de referencia por energético para los hidrocarburos, gas natural y carbón, sin embargo para el caso de la biomasa empleada como combustible, no se tiene valores de eficiencia certificados y probados como en el caso de las plantas analizadas en el Anexo C, por ende se emplearan valores promedio internacionales para definir este indicador.

La eficiencia de las plantas de generación que emplean biomasa como combustible, depende entre otros factores del tipo de biomasa17, grado de humedad de la misma, su tamaño, la tecnología de conversión, entre otros. Es reconocido internacionalmente18 valores típicos de eficiencia alrededor del 30 % para plantas de cogeneración, aunque se pueden encontrar valores de 33% a 34 % para algunas aplicaciones con biomasa de alta

17 Tipos de biomasa: productos o subproductos y residuos agrícolas, forestales, residuos Industriales y municipales.18 Referencia [34]

TV TGCS TGCC MGas

Natural Carbón Hidrocarburos GasNatural

GasNatural Hidrocarburos

53,50% 39,31% 39,31% 53,50% 53,50% 39,31%

56,15% 40,72% 40,72% 55,69% 55,16% 40,40%

58,18% 41,78% 41,78% 57,34% 56,39% 41,20%

60,46% 42,94% 42,94% 59,17% 57,73% 42,08%

64,45% 44,92% 44,92% 62,32% 59,98% 43,54%


Sesión No, 391

calidad y hasta 40 % cuando son dedicadas únicamente a la generación de energía eléctrica.

Es importante tener en cuenta, que al aplicar el termino biomasa se agrupan diversos tipos de residuos y que por ende se tiene con algunos eficiencias de generación de energía menores, como es el caso de las plantas que emplean los residuos sólidos municipales, que debido a problemas de corrosión en las turbinas limitan la eficiencia a valores del orden de 22 %.

Considerando lo anterior en la Tabla 5 se proponen los valore de Rendimiento Eléctrico Equivalente para diferentes tipo de combustibles.

Tabla 10. Valores mínimos de REE para plantas de cogeneración.

Tipo de combustible REE [ %]

Gas natural 53,5Carbón 39,5Hidrocarburos grados API < 30 30,0

Hidrocarburos grados API > 30 51,0

Combustible de Origen Agrícola19 30,0

19Combustible de Origen Agrícola, rio incluye residuos municipales o industriales


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