Cogeneración | CHP FuturEnergy | Octubre October 2017 www.futurenergyweb.es 43 En ella, se establecen objetivos para alcanzar una producción de cogeneración de 110 TWh en 2020 y de 125 TWh en 2025. Para ello, se han doblado los incentivos anuales de 750 M€ a 1.500 M€. Para cogeneraciones a gas existentes, el apoyo se articula como una prima sobre el mercado mayorista para la electricidad vertida, de 15 €/MWh, para un máximo de 16.000 h. El tratamiento para las industrias intensivas en consumo eléctrico es específico, disfrutando de primas superiores y de apoyo al autoconsumo. Para nuevas plantas de cogeneración, se establecen incentivos para un máximo de 30.000 h (60.000 h para plantas ≤ 50 kW). Para la electricidad vertida a la red, la prima oscila entre 31 y 80 €/MWh, en función del tamaño. Los incentivos para la energía autoconsumida, se limitan a la pequeña escala (≤100 kW) o a las industrias intensivas en consumo eléctrico, oscilando entre 18 y 54 €/MWh. A finales de 2016, se modificó esta norma con el objetivo de que la prima para las nuevas plantas de cogeneración entre 1 y 50 MW se establezca a través de subastas a partir de este próximo invierno 2017/2018. Una estrategia para la cogeneración, a corto y medio plazo Estamos en un momento oportuno para comenzar a trabajar sobre el rol de la cogeneración en la descarbonización de la economía. Sin una estrategia definida, todo serán prisas para cumplir con los compromisos de París. No contar con un plan de acción, puede ser ineficiente – si se tienen que adoptar medidas no óptimas en el último momento – y puede poner en riesgo la retención o el futuro desarrollo de nuestra base industrial, cuya competitividad pasa por la eficiencia energética. Tenemos un parque de cogeneración muy envejecido, que se reduciría a mínimos (cerca de 1,5 GW en 2030) si no se toman acciones a corto plazo y, según el IDAE, el potencial de cogeneración en España es de casi 9 GWe. Con estas premisas, el Gobierno podría plantear ahora qué rol quiere que juegue la cogeneración en nuestro país, en la transición hacia una economía baja en carbono, y más concretamente, cuál podría ser su aportación a los objetivos vinculantes del 30% de eficiencia energética en 2030. A partir de ahí, se pueden abrir vías competitivas para incorporar cogeneración (modernización de plantas existentes y nuevo potencial) de una manera económicamente eficiente. Parece que un mecanismo de subasta – en línea con las medidas que se están abordando para incorporar renovables al sistema - podría ser un camino para asegurar un coste mínimo para alcanzar los objetivos de eficiencia. De hecho, si el parque actual migra de combustibles líquidos más contaminantes a gas natural, o si se van incorporando cogeneraciones netamente más eficientes que las actuales, el apoyo que se requeriría es sustancialmente inferior al actual. El diseño de una subasta para cogeneración no es trivial, habida cuenta de la necesaria vinculación a una demanda de calor. Si se quiere minimizar el incentivo por unidad de ahorro de energía primaria (y por lo tanto por ahorro de emisiones de GEIs), neutralizando la posible discriminación entre los sectores/recurso (industria, terciario, edificación), tamaños de plantas, ahorro de pérdidas en la red en función de la tensión de interconexión, entre otros, tiene que plantearse una subasta robusta. Y también efectiva: debe ser suficientemente clara como para que los agentes acudan, y se materialicen los resultados. TWh by 2020 and 125 TWh by 2025, doubling annual incentives from €750m to €1.5bn. For existing gas-powered CHP, support is provided in the form of a tariff incentive of 15 €/MWh for the wholesale market for the electricity injected back into the grid, with a maximum of 16,000 hours. Electricity intensive industries received specific treatment as they benefit from higher tariff incentives and support for self-consumption. For new CHP plants, incentives are established for a maximum of 30,000 hours (60,000 hours for plants ≤ 50 kW). For electricity injected into the grid, the tariff incentive varies between 31 and 80 €/MWh, depending on size. The incentives for self-consumed energy are limited to small scale plants (≤100 kW) or industries with intensive levels of electricity consumption that oscillate between 18 and 54 €/MWh. At the end of 2016, the law was changed in order to set the tariff incentive for new CHP plants of between 1 and 50 MW by means of auctions as from winter 2017/2018. A short- and medium-term strategy for CHP This is an opportune moment to start working on the role of CHP in decarbonising the economy.Without a defined strategy, there will be a rush to comply with the Paris commitments. Without an action plan, it will be ineffective, particularly if suboptimal measures have to be adopted at the last minute and potentially risking a delay to the future development of Spain’s industrial base, whose competitiveness depends on energy efficiency. Spain has a very old CHP stock that will be reduced to minimum levels (close to 1.5 GW by 2030) if short-termmeasures are not implemented. According to IDAE, the Institute for Energy Diversification and Saving, the country has a CHP potential of almost 9 GWe. On this basis, the Government could now set out the role that it would like CHP to play in Spain, as part of the transition towards a low carbon economy and more specifically, what its contribution could be to the binding target of 30% energy efficiency by 2030. Competitive ways could therefore be opened up to incorporate CHP (modernisation of existing plants and new capacity) in an economically efficient manner. An auction mechanism, in line with the measures that are being addressed to incorporate renewables into the system, could be one way to ensuring a minimal cost to achieve the efficiency objectives. In fact, if the current stock shifts from the more pollutant liquid fuels to natural gas, or if more efficient CHP is incorporated, compared to the current stock, considerably lower support would be required than at present. The design of an auction for CHP is no trivial matter, given the need to link it with a demand for heat. If the aim is to minimise the incentive per unit saved of primary energy (and thus, per saving in GHG emissions), neutralising factors such as the potential discrimination between sectors/resource (industry, tertiary, construction), plant sizes, savings in grid losses due to the connection voltage, then a robust auction system has to be implemented. And this also has to be effective: it has to be sufficiently transparent to gain the support of market agents and so that the results become a reality. Blanca Perea Managing Director, Responsible Energy Practice Spain, FTI Consulting
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