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Cogeneración en Estados Unidos

Estados Unidos es el mayor productor, importador y consumidor de energía del mundo, con una matriz eléctrica dominada por el carbón, el gas natural y la energía nuclear, lo que totaliza aproximadamente un 90% de la electricidad generada.

Actualmente, un 8% de la electricidad generada se realiza en régimen de cogeneración, en donde una importante fracción de las 3. 300 instalaciones de cogeneración existentes fue construida en los años 70 y 80, gracias al éxito de la Public Utilities Regulatory Policy Act (PURPA).

Si bien la cogeneración sufrió un cierto estancamiento durante las últimas 2 décadas, esta asoma como una importante herramienta para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero del país, en miras a los compromisos de reducción de 18% al año 2020, en discusión actualmente en el parlamento.

Varios estados (Nueva York y California) se han adelantado al gobierno federal, al incluir legislación de incentivos y regulación normativa para la cogeneración, utilizándola como una herramienta importante en la reducción de emisiones que voluntariamente se han propuesto.

Políticas Públicas de Cogeneración

Inicialmente, la cogeneración industrial y municipal era una práctica habitual en Estados Unidos, en la primera mitad del siglo XX. Sin embargo, este uso incipiente de la cogeneración se vio truncado en la medida que las empresas de generación optaron por la construcción de grandes plantas productoras de electricidad con el fin de aprovechar las economías de escala derivadas de dicha elección.

Así, la cogeneración se vio relegada a ciertas industrias con características muy particulares, como las papeleras, químicas y acereras, situación que se mantuvo hasta la llegada de la crisis del petróleo en los años 70.

Public Utilities Regulatory Policies Act, PURPA (1978). Esta ley fue promulgada en 1978 por el congreso de Estados Unidos y tiene por función incentivar la eficiencia energética en las generadoras eléctricas.

El PURPA incluía diversos incentivos tributarios, en conjunto con un porcentaje de la generación que debía ser cogenerada, ya sea por producción propia o adquirida en el mercado. Además, se crea la figura del productor calificado, categoría que permitía a un productor independiente vender sus excedentes de electricidad a la red, previo cumplimiento de ciertas condiciones de interconexión.

El PURPA causó un significativo aumento en la capacidad instalada de cogeneración, desde 12 GW en 1980 hasta 66 GW en 2000. La aparición de nuevas plantas de cogeneración sufrió un periodo de estancamiento al comienzo de los 90, debido a los intentos de varios estados por liberalizar el mercado, eliminando el requerimiento de ser productor calificado para inyectar electricidad en la red.

La incertidumbre generada sobre el efecto de esta normativa, en conjunto con un alza en el precio del gas natural desincentivó a los inversionistas a invertir en proyectos de cogeneración.

Ya en el siglo XXI, con mayor certeza sobre el cambio climático y precios de la energía crecientes, diversos estados han establecido subsidios y franquicias tributarias, pero sobre todo, han tomado acción en la eliminación de las barreras normativas asociadas a la cogeneración.

Dentro las medidas tomadas destacan la generación de estándares claros y procedimientos eficientes y rápidos para la interconexión de plantas de cogeneración a la red y procedimientos diferenciados de permisos ambientales.

Energy Independence and Security Act, 2007. Esta ley fue promulgada a finales de 2007, y tuvo por objetivo aumentar la independencia energética de Estados Unidos, incentivando la eficiencia energética, energías renovables y promover el estudio de nuevas formas de reducción de gases de efecto invernadero.

Esta ley autoriza al gobierno federal a la entrega de fondos para incentivar la cogeneración, así como la promulgación de una serie de estímulos normativos para el desarrollo de la misma.

Otras Medidas a Nivel Estatal

Algunos Estados han tomado una serie medidas a nivel estatal, que han ayudado a fomentar directa o indirectamente a la cogeneración. Una de las más importantes se refiere al control de emisiones basado en el output de la planta.

Así, en vez de sólo medir los llamados contaminantes criterio en función del volumen de gases, se han establecido normas que establecen umbrales máximos de emisión basados en la energía producida. Estas regulaciones  admiten tanto la electricidad como el calor producidos, reconociendo la mayor eficiencia y beneficios ambientales de la cogeneración.

Algunos Estados como California y New York, han introducido una serie de modificaciones para eliminar barreras tarifarias a la cogeneración, incluyendo privilegios tarifarios a la cogeneración.

Si bien los esquemas varían entre Estados, existen algunas medidas comunes en buena parte de ellos, como la exención total del cobro por potencia en el consumo de la red y de peajes en la red de transmisión.

Un nuevo cambio ocurre en los 90 hacia desregulación eléctrica, liberándose restricciones de calificación para comercializar directamente excedentes al mercado. Esto sumado a mayores costos del gas, desincentivó nuevas inversiones en cogeneración.

El tipo de cogeneración y magnitud están ligados a la actividad económica e industrial que predomina en el estado.

Las mayores incertidumbres o barreras detectadas en la implementación de estos sistemas radican en la volatilidad del costo de los combustibles, la escasez de capital y espacio físico, y en las contraofertas de las mismas empresas distribuidoras.

Con posterioridad al PURPA, legislaciones implementadas posteriormente introdujeron nuevos mecanismos para promover aun más CHP, incorporando incentivos tributarios a las energías renovables y a tecnologías emergentes como microturbinas y celdas de combustible. A nivel de los estados, hay iniciativas tendientes a facilitar su implementación, como establecer estándares y procedimientos para la conexión a las redes, levantamiento de barreras tarifarias con las distribuidoras eléctricas vía intervención estatal en los precios (precios de venta,  stand by, de recompra), para asegurar rentabilidades mínimas de las generadoras sin desincentivar la implementación de CHP por parte de clientes cogeneradores.

La experiencia norteamericana con diversas tecnologías y  capacidades, establece aspectos clave para la implementación de cogeneración:

  • Enfocar evaluaciones de viabilidad en escenarios con precios altos en energía eléctrica y bajos en combustibles.
  • Disponer de estándares para conexión a los sistemas de subdistribución, de manera confiable y segura, eliminando las incertidumbres.
  • Regular los mecanismos de tarificación, para que a utilidades razonables las distribuidoras incentiven la implementación de proyectos privados de CHP.
  • Adecuar limitaciones ambientales para que no limiten la implementación de CHP, sin la consideración del efecto global en la reducción de emisiones.
  • Definir políticas de incentivos tributarios claros, incluyendo mecanismos para depreciación acelerada.

 

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