Informe Proyecto Finalnicolasdiruscio.com.ar/archivos/Central de Gasificacion...Proyecto Final 2 Departamento de Ingeniería Eléctrica (UTN-FRRo) Estudio de prefactibilidad para la

Universidad Tecnológica Nacional - Facultad Regional Rosario Departamento de Ingeniería Eléctrica

Proyecto Final

Estudio de prefactibilidad para la generación de Energía

Eléctrica por Gasificación de Biomasa.

Alumnos: Buttori, Diego. Di Ruscio, Nicolás José.

Tutor interno: Bertinat Pablo, Ing. Mg. Tutor externo: Chemes Jorge, Ing.

Rosario, Santa Fe, Argentina, diciembre 2013.

Proyecto Final 2 Departamento de Ingeniería Eléctrica (UTN-FRRo)

Estudio de prefactibilidad para la generación de Energía Eléctrica por Gasificación de Biomasa.

Di Ruscio, Nicolás José Buttori, Diego

Índice de Contenido: 1. DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTOS. ..................... ....................................................................... 4

2. INTRODUCCIÓN. ...................................................................................................................................... 4

2.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO. ............................................................................................................... 4 2.2. MOTIVACIÓN......................................................................................................................................... 5 2.3. OBJETIVOS. ........................................................................................................................................... 5 2.4. ZONAS DE ESTUDIO. .............................................................................................................................. 6 2.5. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO. ................................................................................................................. 7

3. ESTUDIO DEL MERCADO. ..................................................................................................................... 8

3.1. SITUACIÓN ENERGÉTICA DE ARGENTINA............................................................................................... 8 3.2. PRECIOS DE VENTA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA................................................................................... 10 3.3. DISPONIBILIDAD DE BIOMASA EN LA PROVINCIA DE SANTA FE. .......................................................... 12

3.3.1. Producción de Arroz...................................................................................................................... 13 3.3.2. Producción de Caña de Azúcar. .................................................................................................... 16 3.3.3. Producción de Girasol................................................................................................................... 18 3.3.4. Otras biomasas residuales............................................................................................................. 20

3.4. LOCALIZACIÓN DE LA CENTRAL. ......................................................................................................... 22 3.4.1. Estado de la red eléctrica EPESF para el escenario de pico promedio........................................ 24

3.5. CONCLUSIONES. .................................................................................................................................. 24

4. ESTUDIO TÉCNICO................................................................................................................................ 26

4.1. GASIFICADORES. ................................................................................................................................. 26 4.1.1. Introducción. ................................................................................................................................. 26 4.1.2. Etapas en la gasificación............................................................................................................... 26 4.1.3. Principales reacciones químicas. .................................................................................................. 26 4.1.4. Tecnologías de gasificación. ......................................................................................................... 27 4.1.5. Gasificador de Lecho fijo en contracorriente ("up draft"). ........................................................... 28 4.1.6. Gasificador de Lecho fijo de corrientes paralelas ("down draft"). ............................................... 29

4.2. SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS DE SÍNTESIS. .................................. 30 4.2.1. Generación de energía eléctrica a partir de motores a gas. ......................................................... 30 4.2.2. Generación de energía eléctrica a partir de turbinas. .................................................................. 31 4.2.3. Comparación de las alternativas descritas. .................................................................................. 31

4.3. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPAMIENTO DE LA CENTRAL. ............................................................................ 32 4.3.1. Nave de almacenamiento............................................................................................................... 32 4.3.2. Características Técnicas de la Planta de Generación................................................................... 35

4.4. FUNCIONAMIENTO DE LA CENTRAL DE BIOMASA CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA. ................ 38 4.5. FASES DEL PROYECTO. ........................................................................................................................ 41 4.6. CONCLUSIONES. .................................................................................................................................. 42

5. MARCO LEGAL. ...................................................................................................................................... 43

5.1. RÉGIMEN NACIONAL. .......................................................................................................................... 43 5.1.1. Ley 26.190. .................................................................................................................................... 43 5.1.2. Programa GENREN. ..................................................................................................................... 43 5.1.3. Resolución 108. Secretaría de Energía de la Nación.................................................................... 44

5.2. RÉGIMEN PROVINCIAL. ....................................................................................................................... 45 5.2.1. Leyes 12.503 y 12.692. .................................................................................................................. 45

5.3. CONCLUSIONES. .................................................................................................................................. 46

6. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL. ...................... ........................................................................ 47

7. ESTUDIO Y EVALUACIÓN ECONÓMICA..................... .................................................................... 49

7.1. HORIZONTE TEMPORAL. ...................................................................................................................... 49 7.2. COSTOS DE INVERSIÓN. ....................................................................................................................... 49 7.3. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. ....................................................................................... 50 7.4. VALOR RESIDUAL DE LA CENTRAL. .....................................................................................................50 7.5. ESTRUCTURA DE FINANCIAMIENTO. .................................................................................................... 51




7.6. IMPUESTOS.......................................................................................................................................... 51 7.7. TASA DE DESCUENTO. ......................................................................................................................... 52 7.8. ÍNDICE DE INFLACIÓN.......................................................................................................................... 52 7.9. CONSIDERACIONES DEL CASO BASE: ................................................................................................... 52

7.9.1. Flujo de caja del proyecto para el caso base:............................................................................... 53 7.10. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD. ................................................................................................................ 54

7.10.1. Sensibilidad respecto al precio de venta de la energía............................................................. 54 7.10.2. Sensibilidad respecto al costo de inversión. ............................................................................. 55 7.10.3. Sensibilidad respecto al costo de la materia prima.................................................................. 56 7.10.4. Sensibilidad respecto a venta de energía térmica..................................................................... 56 7.10.5. Sensibilidad respecto al porcentaje de despacho. .................................................................... 57

8. ANEXO....................................................................................................................................................... 58

9. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS:..................................................................................................... 61




1. Dedicatoria y Agradecimientos.

Dedicamos este trabajo a ciertas personas que siempre nos han apoyado en nuestros estudios y nuestras vidas, no sabríamos que hacer sin ellos: a nuestros padres y hermanos.

La finalización del Proyecto Final y, por tanto, de nuestras carreras universitarias, merecen agradecer todas las contribuciones de cada una de las personas que nos han ayudado a llegar hasta este punto.

Agradecemos enormemente a nuestros compañeros de cursado, compañeros del Observatorio de Energía y Sustentabilidad y a los docentes del Departamento de Ingeniería Eléctrica que nos acompañaron durante el transcurso de la carrera de Ingeniería.

De igual forma, damos las gracias a nuestros supervisores docentes, Jorge Chemes y Pablo Bertinat, por el tiempo que nos ha dado, las molestias que les hemos causado y la inestimable ayuda que nos han otorgado de forma desinteresada.

2. Introducción.

2.1. Descripción del proyecto.

La instalación permitirá aprovechar el gas de síntesis generado en el proceso de gasificación de biomasa, mediante su utilización en motores de combustión interna para la producción de energía a partir de biomasa residual procedente de los tratamientos industriales de los cultivos agrícolas (principalmente arroz, girasol y bagazo de caña de azúcar) realizados en el noreste de la provincia de Santa Fe.

Todo el proceso de dimensionamiento y diseño de la planta se ha realizado con el fin de obtener el máximo rendimiento eléctrico posible, de ahí que se haya determinado la gasificación de la biomasa y utilización de motores de combustión interna.

Según los análisis efectuados la planta generará 1.998 kWe de energía eléctrica y 1.060 kWt de energía térmica para su aprovechamiento con un funcionamiento de 8.000 horas anuales (factor de utilidad ≈ 90%).

La energía eléctrica neta generada será inyectada a la red en el punto de interconexión en 13,2 kV.

Paralelamente, la planta podría complementarse con procesos de aprovechamiento térmico, que permitiría su clasificación como cogeneración.

El proceso de aprovechamiento térmico considerado es la utilización del calor contenido en los circuitos de agua y escapes de los motores en aplicaciones térmicas en la proximidad de la instalación.

Para llevar a cabo este proceso satisfactoriamente, se construirán dos naves:

• Una nave que se utilizará como depósito de biomasa para que la planta pueda operar sin necesidad de suministro durante 5 días, que precisa de una superficie de 1215 m2.

• Otra nave que contiene el proceso industrial propiamente dicho y ocupa una superficie de 1.000 m2 .Dentro de la nave se podrán diferenciar los siguientes subsistemas:

o Tolva de alimentación de biomasa.

o Gasificación de la biomasa y acondicionamiento del gas de síntesis.

o Generación de energía eléctrica.




o Aprovechamiento de energía térmica.

2.2. Motivación.

Son varios y diversos los objetivos que han llevado a plantear un proyecto de estas características.

En primer lugar, la optimización de los recursos forestales y agroindustriales presentes en la zona, de modo que su valorización sea realizada de manera local y proporcionada. Fomentando las condiciones adecuadas para la creación y sostenibilidad de una industria vinculada a la bioenergía, se produciría en la región una diversificación energética, obteniendo cierta parte de independencia y/o autosuficiencia energética.

Un hecho también importante es el desarrollo rural. Con la promoción y desarrollo de proyectos vinculados a la biomasa se colabora a modernizar y dinamizar el sector agrícola de la región, como así también el conglomerado de industrias primarias y empresas asociadas a dicha actividad en los municipios aledaños y, por tanto, de la región completa.

La aparición de esta actividad motiva también un interés social, al producirse un efecto positivo en el empleo directo porque permite el empleo de personas para efectuar la actividad una vez implantada. Este efecto se considera de intensidad e importancia moderadas. Asimismo, también se contribuye al empleo indirecto durante la instalación del equipamiento y la posterior explotación, ya que el mantenimiento normal de la maquinaria y equipamientos se efectuará con personal propio, mientras que las reparaciones y el mantenimiento de importancia lo realizará personal especializado externo a la misma.

En cuanto a factores medioambientales y de proyección a futuro, a nivel de la República Argentina se ha planteado el objetivo de que en el 2016 el 8% de la cuota en la producción de energía total sea procedente de energías renovables1. La cogeneración es un instrumento clave para la eficiencia energética y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, aportando un ahorro energético significativo.

Esto lleva a una visión de un desarrollo ambientalmente sostenible, ya que se asegura en todo momento la conservación y mejora del medio natural.

Por tanto, desde el momento de la implantación de la actividad, ésta supondrá un impacto positivo en el lugar donde se desarrolla.

2.3. Objetivos.

En este proyecto se pretende dar una respuesta técnica a la necesidad de autoabastecimiento energético mediante una solución basada en las energías renovables y en combustibles vegetales, en concreto aquella basada en la biomasa; así como profundizar en el conocimiento de las mismas y realizar un estudio de viabilidad de estas técnicas en el ámbito de la provincia de Santa Fe, Argentina.

Así mismo, en el análisis del proceso se trata de dar respuesta al problema medioambiental que supone la gestión de los residuos agroindustriales. Mediante la valorización de dichos residuos se incentiva a los empresarios a gestionarlos eficientemente y se da un impulso

1 La Ley propende a la diversificación de la matriz energética Nacional favoreciendo el uso de energías renovables y contribuyendo a la mitigación del cambio climático. Establece una meta a alcanzar del OCHO POR CIENTO (8%) en la participación de las energías renovables en el consumo eléctrico Nacional en un plazo de DIEZ (10) años.




positivo al sector dotándolo de un nuevo negocio relacionado con la auto-generación de energía.

Por otro lado, se procura proporcionar una alternativa al modelo de generación localizada tradicional, aportando una solución dirigida a la generación eléctrica distribuida y alimentada con combustible local ayudando a disminuir la dependencia energética.

Asimismo, se realizará el estudio de la viabilidad técnico-económica del uso de la tecnología de gasificación de biomasa integrada con motores de combustión interna. De igual forma se estudiará la rentabilidad de la inversión en este tipo de energías para demostrar su cabida en el mercado energético argentino.

2.4. Zonas de estudio.

La tecnología de gasificación de biomasa demuestra tener una gran versatilidad a la hora de elegir el tipo de combustible que alimentará a la central generadora. Además, sumado a la limpieza y pureza del gas de síntesis y el elevado rendimiento eléctrico que se puede alcanzar cuando se combina esta tecnología con los motores de combustión interna, nos permite tener el siguiente panorama sobre la posibilidad de generación eléctrica en Santa Fe:

Tabla 1: Resumen de las posibilidades de generación eléctrica en Santa Fe. Fuente: Elaboración propia.

ARROZ AZÚCAR GIRASOL Producción 140.000 t/año 160.000 t/año 120.000 t/año

Región Principal San Javier General Obligado General Obligado Residuos 30.000 t/año 35.200 t/año 60.000 t/año

Poder Calorífico Inferior 3.100 kcal/kg 2.508 kcal/kg 3.090 kcal/kg Energía Disponible 12,3 MW totales 11,76 MW totales 24,58 MW totales

Rendimiento Eléctrico 27 % 27 % 27 % Energía Eléctrica 3,33 MWe 3,18 MWe 6,64 MWe

General Obligado: Azúcar: 160.000 t/año � 3,18 MWe Girasol: 120.000 t/año � 6,64 MWe

San Javier: Arroz: 140.000 t/año � 3,33 MWe

Figura 1: Posibilidades de generación eléctrica en Santa Fe. Fuente: Elaboración propia.




2.5. Descripción del proceso.

En lineamientos generales, el modo de operar la central de gasificación se describe a continuación:

1. Una vez que la biomasa es recepcionada en la central, se verifica que cumpla con las condiciones requeridas y es adecuadamente acumulada en un depósito cubierto.

2. De acuerdo a la demanda del sistema, un operario mediante una pala mecánica recoge la biomasa del depósito y la carga en la tolva que alimenta al circuito de gasificación.

3. La materia prima se dosifica automáticamente al gasificador por medio de una noria, sin fin o cinta transportadora y se añade una pequeña proporción de aire al sistema. La elevada temperatura que se alcanza en el interior del gasificador (que ronda los 800 – 1.000°C) provoca una serie de reacciones químicas que convierten el combustible biomásico en el denominado gas de síntesis.

4. Dicho gas debe enfriarse, filtrarse y prepararse adecuadamente para alimentar al motor de combustión interna que actúa de máquina primaria para traccionar al generador eléctrico sincrónico.

5. De los circuitos de refrigeración del motor y de los gases de escape del mismo, puede recuperarse una parte de la energía térmica para utilizarla en otros procesos (cogeneración o trigeneración).

Figura 2: Disposición de la planta de gasificación. Fuente: http://ankurscientific.com/




3. Estudio del mercado.

3.1. Situación energética de Argentina.

La demanda de energía eléctrica en el mercado Argentino (Figura 3) ha demostrado una tendencia de incremento permanente durante las últimas décadas de alrededor del 6% anual; lo cual implica que en un período de 12 años el consumo eléctrico se duplicaría. Este hecho sumado a la obsolescencia de las centrales que deberán salir fuera de servicio, nos permite observar que será necesario planificar nuevas centrales de generación de energía eléctrica para aumentar el parque generador y así afrontar dicha demanda. A continuación se puede corroborar lo anteriormente dicho:

Figura 3: “Informe anual 2.012 MEM”. Fuente CAMMESA

Históricamente la matriz energética eléctrica en nuestro país ha estado compuesta fundamentalmente por centrales que utilizan combustibles fósiles para su funcionamiento (Figura 4). Mientras que las energías renovables apenas comenzaron a desarrollarse durante los últimos 5 años; por lo cual su incidencia en la matriz energética es incipiente y escasa. Sin embargo, recientemente ha surgido un gran interés tanto a nivel nacional como provincial de fomento e implementación de dichas fuentes de energía.




Potencia Instalada por tipo de Generación al 31/12/ 2012

Térmico37,69%

Turbo Vapor8,93%

Hidráulica22,37%

Ciclo Combinado18,47%

Nuclear2,02%

Eólica0,22%

Solar0,01%

Otros2,25%

Turbina de Gas8,17%

Motor Diésel2,12%


En su mayoría los ciclos térmicos emplean gas natural como combustible, pero debido a las restricciones del mismo en el período invernal (ya que este se destina fundamentalmente para calefacción del sector residencial), se produce un incremento de la utilización de combustibles líquidos para suplir el consumo de las centrales (Figura 5).

Figura 5: Síntesis del mercado eléctrico mayorista de la república Argentina. Fuente CNEA Octubre 2.013

Dentro del grupo de las energías renovables, la predominante es la hidráulica de pequeña escala, y la biomasa presenta un desarrollo mínimo (Figura 6). Por lo cual creemos adecuado incrementar la incidencia de la misma en la matriz energética.

El estado nacional pretende para el año 2.016 cubrir el 8% de la demanda energética nacional con energías no convencionales. Sin embargo, la participación de las mismas en el escenario energético actual aún no ha alcanzado el 2% del total.





3.2. Precios de venta de la energía eléctrica.

La determinación del precio de la energía eléctrica en nuestro país1 se realizaba originalmente de acuerdo a lo establecido en la Ley 24.065, utilizando el criterio de costo marginal. Esto implica que el costo de la última maquina utilizada para abastecer la demanda es aquel que marca el precio del mercado. Esta metodología ha sufrido algunos ajustes con el transcurso de los años que modificaron en la practica el concepto neoclásico de “costo marginal=precio”.

La merma en la producción local y el aumento de la demanda de gas natural, provocaron que cada año sea necesaria una mayor utilización de combustibles líquidos para generar.

Como consecuencia del aumento del uso y el precio de los combustibles líquidos, se elevó fuertemente el costo de generación, no siendo tan así con el precio del mercado. Sin embargo, este precio no remunera los verdaderos costos de generación.

El precio promedio que pagan los usuarios industriales de nuestro país es, en el peor de los escenarios, hasta un 36% inferior a los precios que se pagan en la región conforme se puede apreciar en los datos siguientes:

PAÍS PRECIOS

Argentina: 73 US$/MWh + 14 (US$/MWh)




Brasil: 137 US$/MWh

Chile: 120 US$/MWh

Uruguay: 137 US$/MWh

Tabla 2: Precios Usuarios Industriales en MT en la Región. Fuente: http://www.montamat.com.ar/

Así y todo, si tomamos un promedio anual de los costos medios reales de generación, incluyendo todos los costos que debería afrontar la demanda, el precio promedio en dólares del mercado se ubicaría alrededor de los 96 US$/MWh (110 US$/MWh para aquellos usuarios sin subsidio). Valor que continúa estando por debajo de los precios de la región.

La reducción de la brecha entre costos y precios sería necesaria para un saneamiento del sector energético.

Las energías renovables no convencionales, además de la energía que generan, producen otros beneficios que el mercado no tiene capacidad de valorizar, que denominamos economías externas, o externalidades.

El punto óptimo solo se podría lograr si el Estado, como sucede en los principales países, direcciona el beneficio de las externalidades hacia las nuevas inversiones. Para esto se requiere la aplicación de políticas públicas eficientes, que incluyen tarifas especiales.

Son muchas las externalidades de las energías renovables no convencionales que cabría considerar. Solo cabe señalar que el sistema de producción actual fue construido durante cien o doscientos años con y para las energías fósiles, por lo cual se hace muy difícil para las nuevas energías competir en igualdad de condiciones si el Estado no interviene para darle mayores posibilidades, aprovechando así de sus externalidades, que incluyen el aumento de competitividad en el mercado eléctrico.

TIPO DE CENTRAL COSTOS

Carbón 110,9 US$/MWh

Ciclo Combinado 66,1 US$/MWh

Turbo Gas 101,8 US$/MWh

Nuclear 111,4 US$/MWh

Biomasa 115,4 US$/MWh

Eólica 96,0 US$/MWh

Solar FV 152,7 US$/MWh

Hidroeléctrica Estac. 88,9 US$/MWh

Tabla 3: Los costos de la energía eléctrica, nivelados (LCOE, en inglés), y sin externalidades. Fuente: Francisco Mezzadri 22/05/2013.

En nuestro sistema eléctrico, los costos de la energía eólica, biomásica y quizás de la solar, sin considerar las externalidades, serían hoy menores que solo el costo del combustible, gasoil, de




algunos generadores: De acuerdo al Ing. Sabino Mastrángelo2, a partir de un cierto nivel de demanda es necesario utilizar centrales con gasoil importado. Este combustible, que comprendería más del 10% del total utilizado en la generación térmica, cuesta US$ 160 por MWh para el ciclo combinado y un poco más de US$ 210/MWh para los turbogeneradores (TG), sin considerar la amortización ni la operación y el mantenimiento. Lo cual es bastante más caro que el costo, sin externalidades, de la energía eólica: costo nivelado mencionado, US$ 90/MWh; de las licitaciones de Brasil, US$ 75/MWh; y del Genren, US$ 125/MWh (2009).

Conjuntamente, la convocatoria del Programa GENREN superó en más de un 40% la potencia licitada, recibiendo ofertas por 1.436,5 MW distribuidos en 51 proyectos. En consecuencia, en el año 2010 fueron adjudicados 32 proyectos, que sumaban una potencia total de 895 MW, quedando los 100 MW de biomasa desiertos, a pesar de que fueron presentados 3 proyectos que sumaban 52,3 MW, con ofertas entre US$184 y US$196 por MWh (precio promedio ponderado: US$189 por MWh).

FUENTE DE ENERGÍA RENOVABLE PRECIO PACTADO PROMEDIO PONDERADO

Eólica US$121 - US$134 US$127.

Térmicos con biocombustibles US$258 - US$297 US$288.

Pequeños aprovechamientos hidroeléctricos US$150 - US$180 US$162.

Energía solar fotovoltaica US$547 - US$598 US$572.

Tabla 4: Precios por MWh generado de los proyectos adjudicados de energía eléctrica dentro del GENREN.

3.3. Disponibilidad de biomasa en la provincia de Santa Fe.

Figura 7: Mapeo de la biomasa leñosa proveniente de especies nativas, plantaciones y residuos de cosecha

agrícolas. Fuente: WISDOM Argentina 2009.

2 ”La Energía: los temas de hoy y las soluciones tecnológicas de mañana”. Seminario U. de Lanús 13/06/13.




Los subproductos generados pueden tener, aparte de la producción energética, otros usos, ya que tienen aplicaciones en la industria del tablero, de la caña de azúcar, en la industria papelera, en explotaciones ganaderas locales o en la construcción.

TIPO DE BIOMASA

TONELADAS ANUALES (en base seca)

Aserraderos de monte nativo 6.385 Molinos arroceros 6.111 Industria algodonera 1.985 Industria azucarera 19.847 TOTAL de fuentes indirectas 34.327

Tabla 5: Recursos biomásicos indirectos en el Argentina, potencialmente disponibles para usos energéticos, provenientes de las principales foresto y agro industrias. Fuente: WISDOM Argentina 2009.

Figura 8: Oferta de residuos de la foresto y agro-industria en Santa Fe. Fuente: INTA Clima y Agua.

3.3.1. Producción de Arroz.

La producción anual de arroz en la provincia de Santa Fe es de aproximadamente 140.000 t/año en el departamento San Javier, el total de la provincia asciende a 200.000 t/año, pero en este trabajo sólo consideramos aquella que se encuentra en un radio o área de recolección adecuado.

Según el Sistema Integrado de Información Agropecuaria (SIIA) del Ministerio de Agricultura, Ganadería y Pesca, Presidencia de la Nación Argentina, hemos obtenido los datos cronológicos de los diversos cultivos de mayor interés para nuestro análisis. A continuación se muestran las gráficas para la producción de arroz en Santa Fe:




Total de Arroz en Santa Fe en Toneladas

R2 = 0,5586

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1969/70 1974/75 1979/80 1984/85 1989/90 1995/96 2000/01 2005/06 2010/11

Figura 9: Producción de arroz total en Santa Fe. Fuente: Sistema Integrado de Información Agropecuaria

(SIIA).

Arroz en Departamento San Javier en Toneladas

R2 = 0,6092

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

1969/70 1974/75 1979/80 1984/85 1992/93 1997/98 2002/03 2007/08 2012/13

Figura 10: Arroz en Departamento San Javier. Fuente: Sistema Integrado de Información Agropecuaria

(SIIA).




Figura 11: Campaña de Arroz 2012/2013 en Santa Fe: Izq. Cosecha y Der. Producción. Fuente: SIIA

2013.2

Cáscara de Arroz.

• Disponibilidad de alrededor de 140.000 x 0,21 ≈ 30.000 t/año (departamento San Javier).

• Con humedad de 15% y cenizas del 23%.

• Poder calorífico inferior de 3.100 kcal/kg.

Pajilla de Arroz.

• Pajilla aprovechable en 40 a 50% resulta 62.000 t/año (departamento San Javier).

• Con humedad de 25% y cenizas de 7%.


Consideraciones.

• Existen problemas si se quema cáscara de arroz junto con la pajilla.

• Si se queman conjuntamente, se forman silicatos alcalinos compuestos, de muy bajo punto de fusión, que originan serios problemas.

• Se propone plantear centrales para cáscara de arroz exclusivamente.

Estimación de potencial de generación.




Para el departamento San Javier, con unas 30.000 t/año de cáscara de arroz, poder calorífico inferior de 3.100 kcal/kg y rendimiento eléctrico global del 27%, tenemos:

MWe

kcalkJ

kgkcal

skg

skg

hs

t

kgh

t

arrozdecáscaradeht

añoh

añot

33,30,27MWtotales12,3

MWtotales12,3kWtotales12327186,4310095,0

95,03600

100042,3

42,38760

30000

=×

==××

=×

=

3.3.2. Producción de Caña de Azúcar.

Figura 12: Aptitud Agroecológica de la Caña de Azúcar y Superficie de Expansión Potencial. Fuente:

INTA Clima y Agua.




General Obligado Caña de Azúcar en Santa Fe en Toneladas

R2 = 0,6077

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

1969/70 1973/74 1977/78 1981/82 1985/86 1990/91 1994/95 2003/04

Figura 13: Campaña de Caña de Azúcar 2004/2005 en Santa Fe: Izq. Cosecha y Der. Producción. Fuente:

SIIA 2013.

En el departamento General Obligado que es el único que registra producción de caña de azúcar, la producción anual de este cultivo es aproximadamente unas 160.000 t/año.

Bagazo de caña de azúcar.

• Disponibilidad de alrededor de 160.000 x 0,22 3 ≈ 35.200 t/año (departamento General Obligado).




• Poder calorífico inferior de 2.508 kcal/kg (húmedo) y 4.590 kcal/kg (seco).

El bagazo constituye la principal fuente de energía para operar el ingenio azucarero, para lograr esta tarea se requiere alrededor del 50% del mismo.

Como consecuencia de esto, se produce un sobrante de biomasa que, en términos del volumen que ocupa, es elevado. Por este motivo, los ingenios azucareros en el pasado trataron de ser ineficientes en la utilización de este material para que no se acumulara ni deban realizar gastos adicionales para eliminarlos. Por el contrario, en la actualidad, algunos ingenios han desarrollado infraestructura apropiada y le dan una utilizad extra a esta fuente energética.


Para el departamento General Obligado, con unas 35.200 t/año de bagazo, poder calorífico inferior de 2.508 kcal/kg y rendimiento eléctrico global del 27%, tenemos:

MWe

kcalkJ

kgkcal

skg

skg

hs

t

kgh

t

azúcardebagazodeht

añoh

añot



12,13600

100002,4

02,48760

35200

=×

==××

=×

=

3.3.3. Producción de Girasol.

Total Girasol en Santa Fe en Toneladas

R2 = 0,2408

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

1969/70 1975/76 1981/82 1987/88 1993/94 1999/00 2005/06 2011/12




Total Girasol en General Obligado en Toneladas

R2 = 0,5881

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

1969/70 1975/76 1981/82 1987/88 1993/94 1999/00 2005/06 2011/12

Figura 14: Campaña de Girasol 2012/2013 en Santa Fe: Izq. Cosecha y Der. Producción. Fuente: SIIA

2013.

Si bien la producción anual de girasol en el departamento General Obligado (que es el principal productor) en la última campaña alcanzó 150.000 t/año, el promedio de los últimos diez años ronda unas 120.000 t/año; si consideramos otros departamentos con gran producción, alcanzaríamos unas 245.000 t/año.

Cascarilla de girasol.

• Disponibilidad aproximada de 120.000 x 0,503 ≈ 60.000 t/año (departamento General Obligado).

3 Dra. Liliana Haim, Las cáscaras como fuentes de biocombustibles, Fundación de Escuelas San Juan.




• Con humedad de 15%.



Para el departamento General Obligado, con unas 60.000 t/año de cáscara de girasol, poder calorífico inferior de 3.090 kcal/kg y rendimiento eléctrico global del 27%, tenemos:

MWe

kcalkJ

kgkcal

skg

skg

hs

t

kgh

t

girasoldecáscaradeht

añoh

añot



9,13600

100085,6

85,68760

60000

=×

==××

=×

=

3.3.4. Otras biomasas residuales.

Otros cultivos de los cuales se podrían aprovechar sus residuos, como son el Maní y el Algodón, se encuentran fundamentalmente el los departamentos de Garay y 9 de Julio, aunque la producción es notablemente inferior a los cultivos mencionados anteriormente.

A continuación se pueden observar las distribuciones de dichos cultivos en el mapa provincial:

Figura 15: Campaña de Maní 2012/2013 en Santa Fe. Fuente: SIIA 2013.




Total Algodón en Santa Fe en Toneladas

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

1969/70 1974/75 1979/80 1984/85 1989/90 1994/95 1999/00 2004/05 2009/10

El cultivo de algodón en nuestra provincia ha presentado un gran auge en los últimos cinco años, por lo cual la utilización de los residuos biomásicos de dicho sector son muy prometedores. De todos modos debería analizarse bien la seguridad de continuidad de esta tendencia a futuro.

Figura 16: Campaña de Algodón 2012/2013 en Santa Fe. Fuente: SIIA 2013.




3.4. Localización de la central.

La ubicación de la central debe responder a la necesidad de obtener cierta seguridad de aprovisionamiento de combustible y contribuir a obtener un mapa de generación más distribuida haciendo el sistema eléctrico regional más eficiente.

Para dar respuesta a estas necesidades y teniendo en cuenta el combustible a utilizar, uno de los emplazamientos idóneos queda enmarcado en la zona con mayor densidad de producción de cascarilla de arroz o girasol cercana a las localidades de San Javier y Villa Ocampo. Con este emplazamiento se asegura el abastecimiento de la planta con un margen de seguridad alto y se minimizan las distancias de transporte de la materia prima. La localización de la central cerca de estas comunidades mejorará el transporte de energía disminuyendo pérdidas y mejorando los flujos de carga de las líneas de alrededores.

Figura 17: Localidades donde instalar las Centrales de Gasificación. Fuente: Elaboración propia.

A la hora de evaluar la evacuación de la energía eléctrica generada, vemos que las dos localidades ya mencionadas se encuentran en “puntas de línea” de 132 kV. Lo cual implica que en períodos de gran demanda, el perfil de tensión en los extremos de las líneas disminuye.

Estableciendo una central generadora en esta zona, ayudaría a mantener los niveles de tensión en valores óptimos todo el tiempo.

En las Figura 18 y Figura 19 se muestra la situación descripta.




Figura 18: Red eléctrica en Santa Fe. Fuente: EPE Santa Fe.

Figura 19: Diagrama unificar de Santa Fe, red de alta tensión. Fuente: CAMMESA 04/12/2013.

132 kV

132 kV




3.4.1. Estado de la red eléctrica EPESF para el escenario de pico promedio4.

Se presenta a continuación el estudio completo de la red eléctrica considerando el escenario de pico promedio (1875 MW) para el verano 2013-2014.

Nodo Romang: consideraciones.

La Estación Transformadora Romang cuenta con un transformador de 150 MVA y 3 bancos de capacitores de 15 MVAr en 132 kV que totalizan 45 MVAr. Alimenta las barras de las Estaciones Transformadoras Reconquista, Villa Ocampo, Calchaquí, San Justo, San Javier y optativamente Nelson, las que constituyen dos corredores radiales.

De esta forma, con una demanda total asociada a la ET Romang estimada en 140 MVA aproximadamente, resulta una capacidad remanente del 9% en la misma.

La siguiente tabla muestra un resumen de lo antes dicho:

Compensación Capacitiva ET ROM 132kV

Carga del Transformador

(E/S) 3 x 15 MVAr 90.9% (F/S) 0 MVAr 100.1%

Tabla 6: Carga del transformador TF1 de la ET Romang. Fuente: EPESF, “Informe Operación Verano 2013-2014”.

Figura 20: Diagrama unifilar con flujos de potencia de las redes de 132 kV asociadas a la ET Romang.

Fuente: EPESF, “Informe Operación Verano 2013-2014”.

Incorporando centrales de generación (aunque sean módulos pequeños) tanto en Villa Ocampo como en San Javier, se ayuda a alivianar la carga del transformador TF1 de la ET Romang, asegurando de este modo la provisión energética para satisfacer la demanda continuamente creciente en la región noreste de la provincia de Santa Fe.

3.5. Conclusiones.

En nuestro país se plantea el inconveniente de la deficiencia de generación de energía eléctrica, ya que durante los últimos 15 años no se han realizado inversiones en el sector energético en la dimensión suficiente como para asegurar la satisfacción de la demanda en su plenitud en el transcurso del año.

4 Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe, “Informe Operación Verano 2013-2014”.

Carga TF1 Romang 91%




El precio de venta de la energía eléctrica ha sufrido en el último período varias intervenciones por parte del estado, lo cual se tradujo en el inconveniente de que el mismo no refleja fielmente los costos de operación y mantenimiento de las centrales generadoras. Por lo cual, creemos adecuado y sensato un replanteamiento y actualización de precios, para atraer nuevas inversiones. De acuerdo al análisis efectuado, consideraremos un precio de venta de la energía para nuestra central de 110 U$S/MWh, lo cual se encuentra razonablemente bien dentro de los valores de los proyectos licitados en el GENREN y precios de otros países de la región.

En el estudio pertinente debido a que se trata de una central de autogeneración implementada en los molinos arroceros, girasoleros o ingenios azucareros, se considera que la biomasa residual empleada como combustible es un subproducto del proceso agroindustrial cuyo costo es nulo o insignificante, y en algunos casos puede llegar a representar un residuo molesto para la industria que lo produjo.




4. Estudio técnico.

4.1. Gasificadores5.

4.1.1. Introducción.

Como ya se ha mencionado en este informe, la gasificación4 consiste en un proceso en el que se convierte, mediante oxidación parcial a temperatura elevada, una materia prima (generalmente sólida) en un gas con un moderado poder calorífico.

De entre todas estas tecnologías para la conversión de biomasa en energía, será la gasificación la que se ha seleccionado para este proyecto, pasando a describirla más ampliamente a continuación.

4.1.2. Etapas en la gasificación.

En el proceso de gasificación tienen lugar una gran variedad de reacciones cuyo orden e importancia relativa dependen de las condiciones de operación y del agente gasificante utilizado, pero que pueden agruparse en tres etapas:

1. Secado: evaporación de la humedad contenida en la biomasa.

2. Pirólisis: descomposición térmica de la materia, en nuestro caso un material orgánico en ausencia de oxígeno. Si el proceso es autotérmico (sin aporte externo de calor), se introduce algo de oxigeno con el fin de producir la combustión parcial que aporte calor al proceso. Los compuestos a base de carbono contenidos en la biomasa se descomponen dando gases, hidrocarburos condensables y un residuo carbonoso (semicoque o char).

3. Gasificación: oxidación parcial del carbono, hidrógeno y oxigeno que ha quedado después de la pirólisis.

4.1.3. Principales reacciones químicas.

Las reacciones básicas que ocurren dentro del reactor son:

• Combustión (reacciones exotérmicas)

Completa: C + O2 → C O2 ∆H = - 406 MJ/kmol (Ec. 1)

Parcial: C + ½ O2 → CO ∆H = - 268 MJ/kmol (Ec. 2)

• Gasificación

C + CO2 → 2 CO ∆H = 78,3 MJ/kmol (Ec. 3)

C + 2 H 2 → CH4 ∆H = - 87,4 MJ/kmol (Ec. 4)

5 Para más información acerca del tema, ver la Práctica Profesional Supervisada (PPS) denominada “Evaluación el Estado del Arte de Gasificadores de Biomasa para Generación de Energía Eléctrica en Argentina y el Mundo”, Nicolás Di Ruscio, Departamento de Ingeniería Eléctrica, UTN FRRo, Noviembre de 2013.

Aire

Aire

Biomasa

Syngas

Bio-char




C + H2O → CO + H2 ∆H = 118,9 MJ/kmol (Ec. 5)

• Shift (exotérmica)

CO + H2O → C O2 + H2 ∆H = - 42 MJ/kmol (Ec. 6)

• Metanización (exotérmica)

CO + 3 H2 → CH4 + H2O ∆H = - 206,3 MJ/kmol (Ec. 7)

Detalles a destacar acerca de estas reacciones:

• El semicoque o char en presencia de oxígeno tenderá a combustionar (Ec. 1). Como quiera que el oxígeno introducido en el reactor sea insuficiente, se favorece la presencia de CO por combustión incompleta (Ec. 2).

• El exceso de semicoque reacciona con los gases presentes (principalmente CO2 y agua, (Ec. 3 y Ec. 5)).

• Las (Ec. 5 y Ec. 6) están favorecidas por la presencia de vapor de agua en el agente oxidante, por lo que la presencia de vapor favorece la producción de hidrógeno.

• La formación de metano (Ec. 7), está favorecida por las altas presiones.

4.1.4. Tecnologías de gasificación.

A modo de introducción, en la tabla a continuación, se resumen las principales variantes de gasificadores existentes en el mercado:

Tabla 7: Modo de contacto de los diferentes tipos de gasificadores con el sólido.

TIPO MODO DE CONTACTO

Gasificador de lecho fijo (Downdraft)

El sólido y el gas circulan en la misma dirección, que es descendente.

Gasificador de lecho fijo (Updraft)

El sólido y el gas circulan en dirección contraria. El sólido circula en dirección descendente y el gas circula en dirección ascendente.

Gasificador de lecho fluidizado (burbujeante)

La velocidad del gas es relativamente baja. Los sólidos inertes permanecen en el reactor. Un sólido interte puede ser la arena.

Gasificador de lecho fluidizado (circulante)

Ocurre separación de sólidos en la corriente gaseosa. Los sólidos inertes son arrastrados, separados y recirculados al reactor.

Gasificador de lecho fluidizado (arrastrado)

La velocidad del gas es alta. Normalmente no existen sólidos inertes, la alta velocidad del gas genera elevadas velocidades de transformación.

Gasificadores paralelos o dobles

La gasificación se produce con vapor en el primer reactor y el carbón producido es transportado hacia el segundo reactor, donde ocurre la combustión para calentar el medio fluidizante de recirculación.

Gasificadores rotatorios Nos proporcionan un buen contacto sólido-gas.

De las tecnologías mencionadas en el cuadro, para el rango de potencias en las que se ajusta nuestro proyecto, podrían emplearse las dos primeras.




4.1.5. Gasificador de Lecho fijo en contracorriente ("up draft").

También denominado gasificador de corriente ascendente o tiro directo.

Consta de un lecho fijo de combustible carbonoso (por ejemplo, carbón o biomasa) a través del cual fluye en contra-corriente el “agente de gasificación” (vapor de agua, oxígeno y / o aire).5 La ceniza se quita en estado seco o como una escoria. Los gasificadores de escorificación tienen una relación más baja de vapor/carbono,6 logrando temperaturas superiores a la temperatura de fusión de la ceniza. La naturaleza del gasificador implica que el combustible debe tener una alta resistencia mecánica y no debe aglomerarse de modo que se forme un lecho permeable, aunque algunos desarrollos recientes han reducido estas restricciones hasta cierto punto.

El rendimiento para este tipo de gasificador es relativamente bajo. La eficiencia térmica es alta ya que las temperaturas en la salida de gas son relativamente bajas. Sin embargo, esto significa que la producción de alquitrán y metano es significativa a temperaturas de operación típicas, por lo que el gas producido debe ser limpiado extensivamente antes de su uso. El alquitrán puede ser reciclado al reactor.

En la gasificación de biomasa no densificada o fina, tales como cáscaras de arroz, es necesario soplar aire en el reactor por medio de un ventilador. Esto crea muy alta temperatura de gasificación, de hasta 1000 °C. Sobre la zona de gasificación se crea un lecho fino y caliente de alquitrán, y como el flujo de gas es forzado a través del lecho, los hidrocarburos más complejos se descomponen en componentes simples de hidrógeno y monóxido de carbono.

Figura 21: Gasificador de Lecho fijo en contracorriente ("up draft").

La temperatura en la zona de combustión está condicionada por la temperatura de fusión de las cenizas. La regulación de temperatura en el lecho se realiza mediante inyección de vapor. El consumo de vapor es mucho más elevado en el caso de trabajar con cenizas secas. Debido a que la degasificación y devolatilización del sólido se realiza en una zona de baja temperatura de gases (entre 250 y 500 ºC) no se produce la descomposición de los aceites, alquitranes y gases formados (fenoles, amoníaco, H2S) obteniéndose un gas bastante contaminado.

La figura que continúa muestra las zonas de proceso de un gasificador de lecho fijo descendente (Updraft).




Figura 22: Gasificador de lecho fijo Updraft. Fuente: McKendry, P. Energy production from biomass

(part 3): gasification technologies, 2001.

4.1.6. Gasificador de Lecho fijo de corrientes paralelas ("down draft").

También denominado gasificador de corriente descendente o tiro invertido.

Es similar que el gasificador de lecho fijo en contracorriente pero el agente de gasificación fluye en la misma dirección que el combustible (hacia abajo, de ahí el nombre de "down draft"). El calor debe que ser incorporado en la parte superior del lecho, ya sea por la combustión de pequeñas cantidades de combustible o por fuentes de calor externas. El gas producido sale del gasificador a una temperatura alta, y la mayor parte de este calor a menudo se transfiere al agente de gasificación añadido en la parte superior del lecho, lo que resulta en una eficiencia energética cercana al gasificador de lecho fijo en contracorriente. Dado que en esta configuración todos los alquitranes deben pasar a través de un lecho caliente de carbón, los niveles de alquitrán son mucho más bajos que en el tipo a contracorriente.

Figura 23: Gasificador de Lecho fijo de corrientes paralelas ("down draft").

Este perfil de temperaturas se debe al hecho que la conducción y radiación de calor a temperaturas suficientemente elevadas, tiene lugar desde la parte inferior, donde se está




generando calor mediante combustión parcial de los productos que llegan hasta allí. Los gases, alquitranes y carbón continúan su camino descendente y llegan a la zona de oxidación a alta temperatura, en la que se queman o craquean una parte con el oxígeno introducido, proporcionando la energía necesaria para mantener térmicamente el proceso y empobreciendo la calidad del gas. Los productos reaccionan entre sí, a través de las reacciones de reducción, para aumentar la cantidad y calidad como combustible de la fase gaseosa.

La imagen presentada a continuación, muestra las distintas zonas de proceso de un gasificador de lecho fijo descendente (Downdraft).

Figura 24: Gasificador de lecho fijo Downdraft. Fuente: McKendry, P. Energy production from biomass

(part 3): gasification technologies, 2001.

El gasificador de la central será downdraft, dado que, conforme a lo descrito cumple con los rangos de nuestra instalación, y resulta más apropiado que el updraft por la menor generación de alquitranes, los cuales serían un inconveniente para la máquina motriz.

4.2. Selección de la tecnología de aprovechamiento del gas de síntesis.

Una de las ventajas más importantes del proceso de gasificación es la gran variedad de posibilidades a la hora de aprovechar el gas de síntesis.

Existen diversas alternativas que podrían ser ordenadas de menor complejidad y eficiencia a más complejas y eficientes, como motores a gas, turbinas a gas y ciclo combinado (IGCC). El análisis se realiza desde el punto de vista de generación de energía eléctrica, que será la que mayor beneficio económico nos retribuirá. La generación eléctrica a partir de ciclo combinado es rentable a partir de potencias superiores a los 10 MWe, por lo que no será tenida en cuenta en este primer análisis.

4.2.1. Generación de energía eléctrica a partir de motores a gas.

Se fundamenta en la combustión del gas obtenido de la gasificación (convenientemente acondicionado) en un motor-generador diesel modificado o bien un grupo diseñado y fabricado específicamente para combustionar gas pobre. La obtención de la energía eléctrica se produce gracias a un generador eléctrico sincrónico acoplado al motor.

A continuación se resumen las principales ventajas y desventajas de los motores a gas.




VENTAJAS DESVENTAJAS

Son robustos

Aceptan un gas sucio (H2S, alquitranes, etc.)

dentro de unos límites máximos permitidos

por el fabricante

Baja eficiencia térmica

Facilidad para su arranque/parada

Amplia gama de ejemplares en el mercado Altas emisiones

Tabla 8: Ventajas y desventajas de los motores a gas.

4.2.2. Generación de energía eléctrica a partir de turbinas.

El proceso de obtención de energía eléctrica en turbinas (a gas o a vapor) es similar al motor a gas. Las principales ventajas y desventajas de esta tecnología se encuentran en la tabla siguiente:

VENTAJAS DESVENTAJAS

Alta eficiencia Difícil arranque

Alta sensibilidad a la calidad del gas de síntesis Bajas emisiones

Previa adaptación para operar con el gas de síntesis

Tabla 9: Ventajas y desventajas de las turbinas a gas.

4.2.3. Comparación de las alternativas descritas.

Para comparar estas dos opciones se ha tomado como referencia los valores de eficiencia eléctrica (motores y turbinas) y el coste específico ($/kWe) de cada una de las alternativas.

Por lo general, las turbinas tanto de vapor como de gas tendrán mayor rendimiento que los motores alternativos, debido a su mayor eficiencia térmica. Sin embargo, la eficiencia para la generación de energía eléctrica será mayor en los motores, que poseen una relación calor/electricidad próxima a la unidad y mayor flexibilidad de operación.

Los costes de mantenimiento del motor y la turbina son similares. Se destaca con respecto a las turbinas de gas la exigencia con relación a las condiciones del gas de síntesis en cuanto a la concentración de alquitranes, es mucho más elevada que las condiciones de los motores a gas, por lo que el mantenimiento resulta más caro si las condiciones de entrada del gas de síntesis no son las más adecuadas.

Los motores alternativos tienen un coste específico menor y una eficiencia global similar a las turbinas, mayor en el caso del rendimiento eléctrico, que es un factor clave desde el punto de vista económico, por lo que se prefiere optar por un motor de combustión interna antes que una turbina a gas.




4.3. Descripción del equipamiento de la central.

4.3.1. Nave de almacenamiento.

Considerando que ya hemos analizado la disponibilidad de biomasa, y la energía eléctrica aprovechable de la misma; a continuación estimamos el consumo diario de biomasa y los requerimientos de superficie para la nave de almacenamiento, según el caso base planteado.

díatonhh

tonh

tonh

kgh

ss

kg

skg

kcalkJ

kgkcal

MWtotales

MWtotalesMWe

48242

2052.2360057,0

57,0186,43100

400.7

400.727,0

998,1

=×

≈=×

=×

=

La nave se utilizará como depósito de biomasa para que la planta pueda operar sin necesidad de suministro durante 5 días, y su superficie y volumen se calcularán a continuación:

3

3

333.118,0

240

240548

m

mton

ton

tondíasdíaton

=

=×

La pila de almacenamiento no deberá superar una altura de alrededor de 1,5 m., ya que de otro modo aumentaría el riesgo de autocombustión debido a la presión ejercida en el fondo de la pila, además así evitaremos el apelmazamiento de la biomasa.

233

9008885,1

333.1mm

m

m ≈=

Si además consideramos un espacio adicional para reserva del 35%, tendríamos: 22 215.135,1900 mm =×

Por consiguiente, nuestra nave de almacenamiento deberá tener una superficie cubierta de1.215 m2.

Tabla 10: Consideraciones sobre las existencias en el depósito.

Volumen inicial Días de

demanda 5

Volumen (m3) 1.333 Altura

promedio de la pila (m)

1,5

Parada por mantenimiento Días 3

Arribo suspendido por lluvias Días 5




Tabla 11: Evolución diaria de las existencias de biomasa en el depósito.

m3/día m 3 m2 m3

Suceso Día Camiones Dosificador Existencias Superficie Pila Provisión Consumo

Existencia inicial 0 0 0 1.333 833 1.333 0

1 285 267 1.351 901 1.618 267 2 285 267 1.369 913 1.903 534 3 285 267 1.387 925 2.188 801

4 285 267 1.405 937 2.473 1.068

Mantenimiento 5 285 0 1.690 1.127 2.758 1.068 Mantenimiento 6 285 0 1.975 1.317 3.043 1.068

Mantenimiento 7 285 0 2.260 1.507 3.328 1.068

8 285 267 2.278 1.519 3.613 1.335

9 285 267 2.296 1.531 3.898 1.602 10 285 267 2.314 1.543 4.183 1.869 11 285 267 2.332 1.555 4.468 2.136

12 285 267 2.350 1.567 4.753 2.403 13 285 267 2.368 1.579 5.038 2.670 14 285 267 2.386 1.591 5.323 2.937

15 285 267 2.404 1.603 5.608 3.204 16 285 267 2.422 1.615 5.893 3.471 17 285 267 2.440 1.627 6.178 3.738

18 285 267 2.458 1.639 6.463 4.005

Cortes por lluvia 19 0 267 2.191 1.461 6.463 4.272 Cortes por lluvia 20 0 267 1.924 1.283 6.463 4.539 Cortes por lluvia 21 0 267 1.657 1.105 6.463 4.806 Cortes por lluvia 22 0 267 1.390 927 6.463 5.073

Cortes por lluvia 23 0 267 1.123 749 6.463 5.340

24 285 267 1.141 761 6.748 5.607

25 285 267 1.159 773 7.033 5.874 26 285 267 1.177 785 7.318 6.141 27 285 267 1.195 797 7.603 6.408

28 285 267 1.213 809 7.888 6.675 29 285 267 1.231 821 8.173 6.942

30 285 267 1.249 833 8.458 7.209




Provisión Vs. Consumo de Biomasa (acumulado m3)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

0 5 10 15 20 25 30

Provisión

Consumo

Provisión Vs. Consumo de Biomasa (acumulado m3)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

0 5 10 15 20 25 30

Existencias

SupperficiePila

En las gráficas anteriores puede visualizarse que el abastecimiento de materia prima (biomasa) de la central está diseñado de tal modo de contar permanentemente con una cierta reserva para suplir las paradas por mantenimiento o los imprevistos que pudieran aparecer.




4.3.2. Características Técnicas de la Planta de Generación.

DATOS TÉCNICOS CENTRAL 2 MWe Potencia Eléctrica nominal 1998 kW

Gases de escape a 450°C 1100 kW Potencia Térmica

Agua a 90°C 1700 kW Disponibilidad >90%

Energía Eléctrica generada 16000 MWh/año Gases de escape a 450°C >8500 MWht/año

Energía Térmica disponible Agua a 90°C >13500 MWht/año

Capacidad (10% humedad) >1700 kg/h Consumo de biomasa seca 13600 t/año

Rendimiento Eléctrico global 27% Humedad 5-15%

Granulometría 1-12 mm Características de la biomasa a la entrada del gasificador

Contenido en cenizas <5%

Tabla 12: Datos característicos de una Central de Gasificación de 2 MWe. Fuente: Guascor Bioenergía.

DATOS TÉCNICOS:

GUASCOR SFGLD 480: MOTOR 1500 r.p.m (50Hz)

Capacidad: 47,9L Nº de Cilindros: V16 Diámetro: 160 mm. Carrera: 165 mm. Ratio Compresión: 9, 3:1 Potencia Mecánica: (Considerado PCI 5/6 MJ / Nm3 / LHV) 634 kWb

Tabla 13: Datos característicos del Grupo Generador. Fuente: Guascor Bioenergía.

Figura 25: Vista general de la Central de Gasificación. Fuente: Guascor Bioenergía.




Figura 26: Motor a Syngas FGLD480. Fuente: Guascor Power.

Figura 27: Moto-Generador a Syngas Contenerizado SFGLD560. Fuente: Guascor Power.

Figura 28: Tolvas de alimentación para mezcla de diferentes biomasas. Fuente: Guascor Bioenergía.




Figura 29: Gasificador. Fuente: Guascor Bioenergía.

Figura 30: Filtro cerámico para eliminación de partículas y Scrubber. Fuente: Guascor Bioenergía.

4.4. Funcionamiento de la central de Biomasa con Motor de Combustión Interna.

La disposición y secuencia de los procesos y flujos de materia de una planta de gasificación pueden representarse de la siguiente manera:

Figura 31: Diagrama de procesos en una planta de gasificación genérica. Fuente: Guascor Bioenergía.

Al llegar a la planta, la biomasa es almacenada en pilas en una nave cubierta pero sin cerramientos laterales, de modo que hagan más sencillos los procesos de descarga de la biomasa y alimentación del edificio de generación. Dichos montones de biomasa deberán tener unas dimensiones concretas para evitar fenómenos como la combustión espontánea.

Figura 32: Almacenamiento de la biomasa en una central de gasificación. Fuente: IDEA.

Desde la nave de almacenaje, la biomasa se lleva a la nave de generación por medio de una pala mecánica hasta la tolva de recepción, que regula y dosifica la biomasa para introducirla en el gasificador. Dado que la alimentación del gasificador se realiza en altura, es decir, por la parte superior del mismo, se realizará mediante un Tornillo sin fin (comúnmente llamado en la jerga “chimango”) o una noria (también denominada cinta transportadora de canjilones). A la entrada del mismo, la biomasa tendrá las condiciones de humedad que la hagan adecuada a los cálculos que se han realizado, esto es, una humedad en base húmeda del 15%. En este proyecto, al tratarse principalmente de cascarilla de arroz o girasol, consideramos que dicha biomasa se dispone en las condiciones de tamaño y conformación adecuados.




El gasificador, de tipo downdraft, requiere además de aire (agente gasificante), que se introduce por la zona media del mismo, y que se mueve en la misma dirección que la biomasa. Tras someterse esta a la oxidación incompleta que se produce en el interior del gasificador, se obtiene un gas de síntesis o syngas compuesto por N2, CO, CO2, H2O, H2 y CH4, partículas carbonosas y alquitranes.

Figura 33: Disposición de la tolva de carga, gasificador, enfriamiento, etapas de filtrado, tratamiento de

efluentes, combustión y generación. Fuente: http://www.energrup.com .

Para mejorar su comportamiento como combustible en el motor, será necesario limpiar y enfriar el gas obtenido. Esto se lleva a cabo, en primer lugar, pasando el gas por un ciclón que elimine las partículas de mayor tamaño, después por un depurador que lo enfría y elimina partículas no eliminadas anteriormente (filtro cerámico), y por último un ventilador húmedo (Scrubber) que consigue eliminar partículas más pequeñas. Para eliminar la humedad obtenida por el combustible en este proceso de limpieza, será necesario pasar el gas por un intercambiador de calor antes de que llegue al motor, pasándose por un último filtro que elimine las impurezas de menor tamaño y que puedan dañar al motor.

El gas limpio llegará finalmente al motor de combustión interna, que estará acoplado a un generador eléctrico sincrónico con un rendimiento eléctrico global de alrededor del 27%, produciendo unos 1.998 kWe. Además de generar una potencia eléctrica, se consigue recuperar la energía térmica contenida en los gases de escape para el secado de la biomasa, calefacción de ambientes, generación de vapor de mediana entalpía o algún otro proceso industrial asociado, obteniendo una potencia térmica de 1.060 kWt. También puede aprovecharse el calor presente en el agua de refrigeración del bloque del motor para obtener agua caliente sanitaria ACS.




Figura 34: Vista General de una central de gasificación de biomasa. Fuente: Guascor Bioenergía.

En los Diagramas de Sankey que continúan (Figura 35 y Figura 36) puede observarse el flujo de energía desde la biomasa entrante, pérdidas en el procedo de transformación, hasta la energía térmica y eléctrica finales, como así también el flujo de masas en el cual se pueden ver los caudales másicos de aire necesario y gases de escape producidos.

Del total de la energía ingresada, el 27% será convertida en electricidad y un 15% aproximadamente se obtendrá como calor en forma de vapor para un proceso asociado a alguna industria lindera a la central.

Figura 35: Diagrama de flujos de Energía. Fuente: Guascor Bioenergía.




Figura 36: Diagrama de flujos de masas (combustible/comburente). Fuente: Guascor Bioenergía.

Las aguas residuales aceitosas provenientes de la limpieza del gas de síntesis y otrosprocesos, son tratadas en la central antes de su deposición final.

Figura 37: Diagrama de una Planta de Gasificación 2MWe + Tratamiento de Biomasa. Fuente: Guascor

Bioenergía.

4.5. Fases del proyecto.

El plazo de gestión y construcción de la central de gasificación es de aproximadamente 18 meses (537 días) y se detalla a continuación:

Gestiones Generales 180d Gestión de compromiso suministro de biomasa Reconocimiento como generador del MEM Gestión interconexión al sistema eléctrico Gestión de habilitación municipal




Gestión de habilitación provincial Adquisición del predio Ingeniería general 210d Ingeniería de las obras e instalaciones Definición de equipos Concurso de precios y gestión de compra Estudio de impacto ambiental Contrato de venta de energía Gestión de financiamiento Ejecución de obras civiles 80d Construcción nave almacenamiento Construcción edificio industrial Instalación del equipamiento 40d Orden compra equipos Disponibilidad grupo gasificador Instalación grupo gasificador Disponibilidad grupo motogenerador Instalación grupo motogenerador Disponibilidad transformador Instalación transformador Puesta a punto y sincronización 27d Puesta en marcha de los sistemas Sincronización Puesta a punto Prueba final TOTAL 537d

Tabla 14: Fases del proyecto.

En la Figura 44 del Anexo que se encuentra al final de este documento, se muestra el Diagrama de Gantt de las fases del proyecto de construcción de la central.

4.6. Conclusiones.

La tecnología de gasificación se ha estudiando y desarrollado por algo más de un siglo. Últimamente ha vuelto a ser considerada muy seriamente en el marco de generación de energía para usos diversos debido a la robustez, sencillez y facilidad de operación del equipamiento, así como también la posibilidad de aprovechamiento de múltiples combustibles.

El empleo de motores de combustión interna como máquina primaria nos transmite la confianza y seguridad de encontrar servicio técnico especializado en la operación, mantenimiento y reparación dentro de la región de implantación de la central.

Hemos elegido evaluar una central de aproximadamente 2 MWe porque representa un tamaño modular fácilmente replicable y ampliable a otras escalas mayores; asimismo se encuentra dentro de lo recursos biomásicos disponibles.




5. Marco legal.

5.1. Régimen Nacional.

5.1.1. Ley 26.190.

El marco regulatorio de nuestro país se basa principalmente en la Ley Nacional 26.190 denominada “Régimen de fomento nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica”, reglamentada mediante decreto 562/2009, que declara de interés nacional la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables, con destino a la prestación de servicio público como así también la investigación para el desarrollo tecnológico y fabricación de equipos con esa finalidad.

El objetivo de la Ley es lograr una contribución de las fuentes renovables que alcance el 8% del consumo de energía eléctrica nacional en un plazo de 10 años a partir de la puesta en vigencia del régimen.

Entre los beneficios promocionales, las empresas podrán practicar la amortización acelerada del impuesto a las ganancias por las inversiones que efectúen, o bien podrán optar por la devolución anticipada del impuesto al valor agregado (IVA) correspondiente a los bienes amortizables incluidos en cada proyecto (excepto automóviles).

Además, se crea el Fondo Fiduciario de Energías Renovables, administrado por el Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), cuyos recursos surgen de un gravamen de 0,30 pesos por MW/h sobre las tarifas de las empresas distribuidoras y los grandes usuarios del mercado mayorista. Con ese fondo se remunerará hasta 0,9 $/kWh a los generadores solares fotovoltaicos y hasta 0,015 $/kWh a las empresas responsables de la generación eólica, geotérmica, de biomasa, biogás y sistemas hidroeléctricos de hasta 30 MW de potencia. Esta remuneración regirá por 15 años.

El Decreto 562/09 reglamentó la puesta en marcha del Programa Federal para el Desarrollo de las Energías Renovables, coordinado por el CFEE, del que participan el Gobierno nacional y las administraciones provinciales.

5.1.2. Programa GENREN.

En el año 2.009 se lanzó desde el Gobierno Nacional el Programa GENREN, que consistía en la licitación de 1.000 MW de generación eléctrica a partir de fuentes renovables distribuidos como expone la Figura 38. Las ofertas que serían aceptadas tendrían como máximo módulos de potencia de 50 MW.

De acuerdo con el Programa GENREN, Energía Argentina S.A. (ENARSA) licitaría la compra de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, para luego venderla mediante la suscripción de contratos de abastecimiento a 15 años (con precio garantizado en US$) a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). Así, el vínculo contractual sería, por un lado, entre las empresas seleccionadas y ENARSA y, por otro, entre esta última y CAMMESA. Esta última empresa abonaría un cargo adicional mensual de hasta el 10% del precio pautado para la constitución de un fondo de garantía de pago de las obligaciones futuras.




Figura 38: Licitación GENREN. Fuente: Secretaria de Energía de la Nación (2.009)

5.1.3. Resolución 108. Secretaría de Energía de la Nación.

El 29 de marzo de 2011 se decreta la resolución 108 de la Secretaría de Energía de la Nación, la cuál modifica varios de los artículos reglamentados por la ley 26.190. Esto altera el escenario planteado anteriormente. La resolución en cuestión dictamina: “Habilítese la realización de contratos de abastecimiento entre el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y las ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada a partir de fuentes renovables, presentadas por parte de Agentes Generadores, Cogeneradores o Autogeneradores”.

Las modificaciones más importantes se dan en el artículo 4° de la misma que enuncia los siguientes ítems, en cuanto a los contratos de abastecimiento:

• La vigencia será de hasta 15 años; siendo factible una prolongación de este plazo en hasta 18 meses.

• Parte Vendedora: el Agente del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) cuya oferta haya sido aprobada por la Secretaría de Energía.

• Parte Compradora: El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en su conjunto, representado por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónoma (CAMMESA), con el objeto de satisfacer los requerimientos de demanda que se comercializan en el Mercado "Spot" de dicho Mercado a Precio Estacional. En ese sentido, dicha Compañía actuará en los términos establecidos en el Artículo 1º de la Resolución de la Secretaría de Energía Nº 2022 de fecha 22 de diciembre de 2005.

• La remuneración a percibir por la parte vendedora y a pagar por la parte compradora se determinará en base a los costos e ingresos aceptados por esta Secretaría de Energía.

• Las centrales y máquinas afectadas al cubrimiento de los Contratos de Abastecimiento MEM a partir de fuentes renovables, serán despachadas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), considerando especialmente las modificaciones a los procedimientos incluidos en la Resolución de la Secretaría de Energía Nº 712/2009.




• El presente régimen es aplicable a las tecnologías incluidas en la Ley Nº 26.190 y a todas aquellas que puedan ser consideradas renovables por parte de la Autoridad de aplicación de la misma.

5.2. Régimen Provincial.

5.2.1. Leyes 12.503 y 12.692.

La Provincia de Santa Fe, adhiere, fomenta e impulsa la normativa nacional respecto a la generación de energía eléctrica mediante fuentes renovables no convencionales.

Al respecto, en un principio se sanciono la Ley 12.503, la cual declaró de interés provincial la generación y uso de energías alternativas o blandas a partir de la aplicación de fuentes renovables en todo el territorio de la Provincia. Además, facultó al Poder Ejecutivo a conformar un órgano de amplio porte participativo con fines de estudio, planificación y contribución al logro de los objetivos de la ley.

Posteriormente se sanciono Ley 12.692 complementaria y supletoria de la Ley 12.503, la que configura la base normativa que actúa como fundamento y límite de la potestad de actuación del Poder Ejecutivo y por sobre todo, de la Autoridad de Aplicación, o sea el Ministerio de la Producción como lo establece la reglamentación (Decreto Nº 0158/07 y anexo complementario) a quien le corresponde el dictado de los actos administrativos de aplicación de la ley.

Ambas normas, establecieron un Régimen Promocional Provincial a los fines de propulsar la puesta en marcha de una nueva alternativa energética, buscando su operatividad mediante los siguientes propósitos y beneficios:

a) Impulsar la investigación, desarrollo, generación, producción y uso de productos relacionados con las energías renovables no convencionales.

b) Establecer como destinatarios de los beneficios de la ley a los proyectos de radicación industrial para producir las energías renovables no convencionales o las industrias ya instaladas con el mismo propósito que amplíen su capacidad productiva y/o absorban mayor mano de obra, a cuyo efecto deben ser habilitadas por la autoridad de aplicación y cumplir con determinados requisitos.

c) Los beneficiarios, gozarán de regímenes promocionales de exención y/o reducción y/o diferimiento de tributos provinciales, según lo establezca la reglamentación, por el término de quince (15) años contados a partir de la fecha de puesta en marcha del proyecto respectivo, la que deberá ser certificada por la autoridad de aplicación.

d) Los tributos alcanzados son: el Impuesto a los Ingresos Brutos, el Impuesto de Sellos, el Impuesto Inmobiliario y el Impuesto a la Patente Única Sobre Vehículos, o aquellos que lo sustituyan en el futuro.

e) El Poder Ejecutivo podrá entregar en Comodato sin cargo o locar a precio promocional bienes del dominio público o privado del Estado Provincial, construir infraestructura básica para acondicionamiento de áreas, firmar convenios con entidades financieras para conceder créditos con tasas de interés en condiciones preferenciales, todo ello a los fines de que los beneficiarios de las presentes leyes puedan facilitar sus proyectos.




5.3. Conclusiones.

La puesta en vigencia de un amplio marco legal para fomentar la generación de energías de fuentes renovables demuestra el interés gubernamental en su desarrollo futuro. Sin embargo, aún existe un amplio margen para la creación y puesta en marcha de estímulos concretos para el incremento de las energías renovables en la matriz energética de Argentina.




6. Estudio de impacto ambiental.

Uno de los puntos fuertes de las energías renovales en general y de la biomasa en particular, son los beneficios ambientales que aportan frente a las fuentes de energía tradicionales. Por lo tanto, de las grandes ventajas sociales, económicas y ambientales del aprovechamiento de la biomasa se puede destacar:

1. La biomasa es una fuente de Energía Renovable, porque gestionada correctamente es un recurso inagotable.

2. La biomasa es una fuente de Energía Gestionable, porque permite almacenar “energía” y utilizarla en función de la demanda.

3. El CO2 emitido en el aprovechamiento energético de la biomasa es el que se ha necesitado para el crecimiento de la materia vegetal que la había generado. Por tanto, el uso de la biomasa no contribuye al incremento de CO2 en la atmósfera y no produce efecto invernadero. Las emisiones de óxidos de azufre y de nitrógeno, partículas y otras sustancias contaminantes son mínimas. El aprovechamiento energético de la biomasa contribuye a la diversificación energética.

4. La implantación de cultivos energéticos en tierras abandonadas evita la erosión y degradación del suelo.

5. Aumenta la seguridad energética y económica por la independencia de las fluctuaciones de los precios de los combustibles provenientes del exterior.

6. El aprovechamiento de algunos tipos de biomasa contribuyen a la creación de puestos de trabajo y mejora socioeconómica del medio rural.

7. Valorización energética de residuos que en muchos casos supondrían un problema ambiental.

Por otro lado, una sobreexplotación del recurso puede traer problemas en el medioambiente en aspectos como la reducción del stock de carbono del suelo o reducción de la biodiversidad.

Por ejemplo, para prevenir estos aspectos adversos, la Unión Europea ha puesto en marcha la aplicación de los criterios de sostenibilidad que vienen recogidos en la Directiva 2009/28/CE7 para el Fomento del Uso de Energías Renovables.

Esta Directiva desarrolla una metodología para el cálculo de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en el aprovechamiento de la biomasa, tanto para producción de biocombustibles líquidos como para la generación de calor y electricidad. Como se ha comentado anteriormente, el aprovechamiento energético de la biomasa tiene un balance neto neutro de CO2. Esta consideración se hace ya que el CO2 que es emitido a la atmósfera a la hora del aprovechamiento, ha sido fijado previamente por los organismos vegetales durante su crecimiento. Esto no deja de ser una simplificación, ya que si se evalúa todo del ciclo de vida de la cadena de aprovechamiento de la biomasa, se identifican en las diferentes etapas de su aprovechamiento, como pueden ser la generación de la biomasa, transporte, tratamiento de la biomasa o su conversión energética, la producción de emisiones de gases de efecto invernadero. Aun así, en comparación con fuentes de energía fósiles, las reducciones en emisiones de GEI son importantes, como se puede ver en la Figura 39 que se presenta a continuación para el caso de la producción de calor y electricidad.




Comparación de emisiones entre PC e IGCC

0

0,5

1

1,5

2

2,5

CO2 [ton/MWh] SO2 [kg/MWh] Nox [kg/MWh]

Partículas[kg/MWh]

PC

IGCC

Figura 39: Parámetros medioambientales. Fuente: Wong and Whittingham. Referencias: PC carbón

pulverizado; IGCC gasificador integrado en ciclo combinado.

En cuanto al hecho de las emisiones producidas durante la combustión de la biomasa, se destacan una serie de características favorables comparada con combustibles tradicionales como son el gas natural y el gasoil:

• Disminución de las emisiones de partículas.

• Emisiones reducidas de contaminantes como CO, HC y NOx.

• Disminución del efecto invernadero: La biomasa como medio para la generación de energía juega aquí un papel muy importante ya que puede intervenir directamente no solo en el control sino también en la disminución de la cantidad de CO2 liberado a la atmósfera por el sector energético. A diferencia de los combustibles fósiles, la biomasa es un recurso renovable que presenta un balance de CO2 nulo.

• Lluvia ácida: La biomasa tiene contenidos en azufre prácticamente nulos (generalmente inferiores al 0,1%). Por este motivo, las emisiones de dióxido de azufre, que junto con las de óxidos de nitrógeno son las causantes de la lluvia ácida, son mínimas en los procesos de transformación de biomasa forestal en energía.




7. Estudio y evaluación económica.

El presente estudio tiene por objeto utilizar las previsiones de flujos de caja del proyecto para calcular tasas de rendimiento apropiadas, en particular, la tasa interna de rendimiento financiero (TIR) sobre el coste de la inversión, el valor actual neto financiero correspondiente (VAN) y el Período de recuperación o Payback.

Se evalúa el proyecto de inversión de una central biomásica modular, asociado a un contrato de venta de energía con precios fijos por un período de 15 años y cuyas condiciones de contratación tienen como referencia la Resolución 108 de la Secretaría de Energía de la Nación.

Se plantea un caso base en el cual se fijan ciertas condiciones y a partir de las mismas se analiza la rentabilidad de la central expresada en los tradicionales indicadores: TIR, VAN y Período de recuperación.

Por último se presenta un análisis de sensibilidad para la variación de distintos parámetros como: precio de venta de la energía, costos de inversión, tasa de descuento, costo de materia prima, venta de energía térmica y porcentaje de despacho.

7.1. Horizonte temporal.

Definimos un período de estudio de 15 años debido a que las operaciones se garantizan a precio constante en dólares estadounidenses [U$S] de acuerdo a la Ley 26.190 de fomento a las Energías Renovables.

7.2. Costos de inversión.

En nuestro proyecto, por no encontrar suficiente referencia sobre la tecnología de centrales de gasificación regionales y además, sumado a la dificultad de recibir información por parte de las empresas proveedoras de equipamiento, debimos recurrir a casos planteados fundamentalmente en Europa, de los cuales hemos analizado los promedios porcentuales de costos de inversión en cada área (Figura 40).

Costos de inversión porcentuales

Terrenos

9%

Obra civil

34%Equipos

51%

Varios

6%

Figura 40: Fuente “Ingeniería básica de una planta de Cogeneración con biomasa”, Roberto Martínez

Núñez, Universidad de Cantabria, 12/2.012

El costo de la inversión por kWe instalado no es una tarea fácil de estimar, para ello recurrimos a casos citados en diversas fuentes como puede observarse en la Tabla 15.




Considerando un valor conservador, definimos el costo de inversión para nuestro emprendimiento en torno a los 2.500 U$S/kWe.

Costo [U$S/kWe]

Potencia [MWe]

Fuente

2000 25 CEPAL, Las Energías Renovables en América Latina, 2006.

2250 5 "La biomasa como fuente de energía renovable" de Fernando Sebastián, Javier Royo, CIRCE, Universidad de Zaragoza, 01/11/2002.

2385 “Biomasa: Gasificación”, Dirección Técnica IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía), [email protected], http://www.idae.es

2000 – 3000 Características principales de tecnologías aplicadas para microgenerar a partir de biomasa. Fuente: MIEMDNE, ANII, Uruguay.

Tabla 15: Costos de instalación por kWe según diversas fuentes.

7.3. Costos de operación y mantenimiento.

Para estimar los costos de O&M operamos de manera similar a la sección precedente, correspondiendo un costo global de 2,68 U$S/MWh. El porcentaje asignado a cada uno de estos gastos puede verse en la gráfica de la Figura 41.

Costos O&M

Costos generales

4%

Costos administrativos

4%

Otros gastos

4%

Mantenimiento15%

Mano de obra73%

Figura 41: Fuente ídem anterior.

7.4. Valor residual de la central.

El valor residual representa el valor que tendrá la central una vez concluido el plazo del proyecto.

La vida útil de esta clase de emprendimientos, efectuando los mantenimientos adecuados, ronda los 25 años, esto implica que una vez finalizados los 15 años de la evaluación económica, la central podrá seguir operando durante una década más.

De acuerdo a lo recientemente dicho, calculamos ese valor residual teniendo en cuenta las utilidades que se percibirían durante el resto de la vida útil y el valor de los capitales remanentes como pueden ser el terreno y las naves industrial y de almacenamiento; dando un resultado del 35% de la inversión inicial.




7.5. Estructura de financiamiento.

Evaluamos nuestro proyecto con una estructura de financiamiento del 100%, ya que tanto los inversores independientes como las empresas que deseen incluirlo en sus planes, en la actualidad económica de nuestro país sólo podrían disponer del capital de trabajo.

• La tasa anual de interés del préstamo considerado será del 15%. • El mismo tiene un periodo de amortización de 10 años.

• Para distribuir su devolución se utiliza el Sistema Francés de amortización, donde:

Sistema Francés de amortización:

Vn = C x {(1+i)n - 1} / (i x (1+i)n) Datos:

Préstamo [U$S]: 4.995.000

Tasa anual de interés del préstamo: 0,06

Período de maduración del préstamo [años]:

10,00

Despeje y calculo de la Cuota:

Cuota [U$S]: 678.660,45

Tabla 16: Determinación de la cuota del préstamo.

Período Cuota Intereses Amortización Saldo

1 678.660,45 299.700,00 378.960,45 4.616.039,55

2 678.660,45 276.962,37 401.698,08 4.214.341,47

3 678.660,45 252.860,49 425.799,96 3.788.541,51

4 678.660,45 227.312,49 451.347,96 3.337.193,55

5 678.660,45 200.231,61 478.428,84 2.858.764,71

6 678.660,45 171.525,88 507.134,57 2.351.630,14

7 678.660,45 141.097,81 537.562,64 1.814.067,50

8 678.660,45 108.844,05 569.816,40 1.244.251,09

9 678.660,45 74.655,07 604.005,39 640.245,71

10 678.660,45 38.414,74 640.245,71 0,00

Tabla 17: Amortización anual del préstamo.

7.6. Impuestos.

La Ley Nacional Nº 26.190 nos permite optar por alguno de los dos beneficios impositivos que se plantean en dicha norma, en este proyecto elegimos “Amortización acelerada del impuesto a las ganancias” para este cálculo suponemos:

• Impuesto a las Ganancias: 35%.

• 100% del costo total de la inversión correspondiente a conceptos amortizables.

• Amortización de activos: lineal en cinco años.

De la Ley Provincial Nº 12.692 y su DECRETO reglamentario Nº 0158 se considera la Exención o la desgravación total de los impuestos en los siguientes casos:

• Impuesto sobre los Ingresos Brutos




• Impuesto de Sellos

• Impuesto Inmobiliario

• Patente Única sobre vehículos

7.7. Tasa de descuento.

Se asume una tasa de descuento del 11%. Este valor es comúnmente utilizado en la evaluación de proyectos tanto de la industria eléctrica como otros proyectos basados en energías renovables que se han evaluado recientemente.

7.8. Índice de inflación.

Como consecuencia de la gran inestabilidad, la tasa de inflación en los últimos años en Argentina ronda el 25% anual, valor sumamente excesivo que suponemos deberá reducirse en los próximos años. Es por ello que consideraremos una tasa de inflación promedio de 15% anual durante el período de evaluación de nuestro proyecto.

7.9. Consideraciones del caso base:

1. Materia prima biomásica a 10 U$S/ton.

2. Potencia total instalada 1.998 kWe, sin recuperación de los 1.060 kWt 6.

3. Precio de venta de la Energía Eléctrica 110 [U$S/MWh].

4. Remuneración adicional de 0,015 AR$/kWh sobre el precio del mercado mayorista, durante 15 años. Ley Nacional 26.190.

5. Amortización acelerada del impuesto a las ganancias: 100% en 5 años. Ley Nacional 26.190.

6. Período de estudio del proyecto: 15 años.

7. Valor residual de la instalación después de los 15 años: 35% del costo de inversión inicial.

8. Despacho del 100% de la energía producida.

9. Estructura de Financiamiento 100%. Sistema de amortización francés.

10. Tasa de descuento 11% anual.

11. Tasa de inflación: 15% anual.

12. Precio del Dólar: AR$ 6,057.

Tabla 18: Resumen de consideraciones para el caso base.

CONCEPTO VALOR UNIDAD

Potencia a instalar 1.998 kWe

Energía eléctrica anual generada 16.000 MWhe

Despacho de energía generada 100 %

Disponibilidad 90 %

6 Para esta aplicación solamente consideramos la venta de la energía eléctrica, no incluimos la recuperación de calor de los gases de escape de los motores de combustión. 7 Los valores de las monedas extranjeras son tomados del BCRA en la primera quincena de Noviembre de 2.013.




Costo de la materia prima 10 U$S/ton Precio de venta de la energía 110 U$S/MWh

Remuneración Adicional 0,015 $/kWh

Costo de inversión específico 2500 U$S/kW Costo de inversión total 4.995.00 U$S

Estructura de Financiamiento 100 %

Tasa anual de interés del préstamo 15 %

Período de amortización del préstamo 10 años

Impuesto a las ganancias 35 %

Conceptos amortizables de la inversión 100 % Período de amortización 10/2 años

Costo de O&M 2,68 U$S/MWh

Impuesto sobre los Ingresos Brutos 0 U$S

Impuesto de Sellos 0 U$S

Impuesto Inmobiliario 0 U$S Patente Única sobre vehículos 0 U$S

Tasa de descuento 11 %

Años de evaluación del proyecto 15 años

Valor Residual considerado 35 %

7.9.1. Flujo de caja del proyecto para el caso base:

En el siguiente gráfico (Figura 42) se observa la evolución del flujo de caja durante la vida útil del proyecto, confeccionado a partir del flujo de fondos obtenido en el análisis financiero.

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Años

Mill

ones

de

U$S

Figura 42: Evolución del flujo de caja del proyecto.

Aplicando las hipótesis anteriormente mencionadas se obtuvieron los siguientes valores de tasa interna de retorno (TIR) y valor actual neto (VAN), desde el punto de vista de la inversión:

TIR VAN

27,93% U$S 4.046.852




La tasa interna de rendimiento se define como el tipo de interés que anula el valor actual neto de la inversión y se utiliza para evaluar los resultados futuros de la misma. Si “i” representa el costo de oportunidad del capital, la TIR constituye el valor máximo que puede alcanzar “i” sin que la inversión arroje pérdidas netas frente a otro posible uso del capital. De esta manera una TIR por debajo de un cierto valor será un criterio a considerarse para determinar una inversión inapropiada.

Recordar que el VAN trata de un indicador de resultados de inversión muy conciso. Representa el importe actual de todos los flujos netos generados por la inversión, expresado como un sólo valor en la misma unidad de medida empleada en los estados contables. En otras palabras, es una buena medida del valor añadido que un proyecto tiene, en términos monetarios. Esto supone que la elección del horizonte temporal del proyecto es esencial para determinar el VAN. Un VAN > 0 (positivo) significa que el proyecto genera un beneficio neto y representa la condición deseada.

En relación al Período de Recuperación (Payback), que representa el período temporal desde que se realiza la inversión hasta que ésta es recuperada a través de los flujos de caja generados por el proyecto, podemos observar en la Figura 43 que es de 5 años.

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Años

Mill

ones

de

U$S

Figura 43: Periodo de Recuperación del proyecto.

7.10. Análisis de sensibilidad.

En esta sección se procede a sensibilizar los resultados financieros en función de algunas variables críticas, identificadas como determinantes de la rentabilidad.

Para seleccionar los parámetros más críticos en cuanto a su impacto, se analiza la variación del Valor Actual Neto o la Tasa Interna de Retorno frente a la variación de dichos parámetros. Uno de los métodos que se utiliza es el estudio del comportamiento de estos indicadores de rentabilidad frente a cambios en los parámetros en cuestión para ver cual es el valor límite a partir del cual la inversión pierde rentabilidad.

7.10.1. Sensibilidad respecto al precio de venta de la energía.




Variación Precio [U$S] TIR VAN [U$S]

-30% 77,00 7,83% -609.904,19

-20% 88,00 11,83% 168.509,85

-10% 99,00 15,25% 889.929,79

0% 110,00 18,26% 1.576.217,33

10% 121,00 21,10% 2.262.504,87

20% 132,00 23,80% 2.948.792,41

30% 143,00 26,41% 3.635.079,95

Sensibilidad a precio venta de energía

0%

5%

10%

15%

20%

25%

-30% -20% -10% 0% 10% 20% 30%Variación (%)

TIR

-1,00

-0,50

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

Mill

ones

€V

AN

TIR

VAN [U$S]

7.10.2. Sensibilidad respecto al costo de inversión.

Variación Costo [U$S] TIR VAN [U$S]

0% 2500,00 18,26% 1.576.217,33

10% 2750,00 16,29% 1.253.963,34

20% 3000,00 14,56% 915.351,16

30% 3250,00 13,03% 564.718,78

40% 3500,00 11,72% 214.086,41

50% 3750,00 10,50% -159.703,95




Sensibilidad a costo de inversión

0%

2%

4%6%

8%

10%

12%

14%16%

18%

20%

2500 2750 3000 3250 3500 3750Costo de inversión [U$S/MWhe]

TIR

-0,40 -0,20 0,000,200,400,600,801,001,201,401,601,80

Mill

ones

€V

AN

TIR

VAN [U$S]

7.10.3. Sensibilidad respecto al costo de la materia prima.

Costo

[U$S/ton] TIR VAN [U$S]

0 23,38% 3.143.340,05

5 20,97% 2.359.778,69

10 18,26% 1.576.217,33

15 15,02% 779.048,35

20 10,45% -87.084,43

Sensibilidad a costo de materia prima

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0 5 10 15 20Costo de materia prima [U$S/ton]

TIR

-0,50

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

Mill

ones

€V

AN

TIR

VAN [U$S]

7.10.4. Sensibilidad respecto a venta de energía térmica.




Venta TIR VAN [U$S]

SI 27,93% 4.046.852,47

NO 18,26% 1.576.217,33

7.10.5. Sensibilidad respecto al porcentaje de despacho.

Porcentaje TIR VAN [U$S]

70,00% 10,62% -78.932,95

80,00% 13,31% 489.821,71

90,00% 15,89% 1.046.642,06

100,00% 18,26% 1.576.217,33

Sensibilidad al porcentaje de despacho

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

70% 80% 90% 100%Porcentaje de despacho

TIR

-0,20

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

Mill

ones

€V

AN

TIR

VAN [U$S]

8. Anexo. ID Task Name Duration Start

1 Gestiones Generales 180 days Wed 20/11/13

2 Gestión de compromiso suministro de biomasa30 day s Wed 20/11/13

3 Reconocimiento como generador del MEM 60 day s Wed 01/01/14

4 Gestión interconexión al sistema eléctrico 60 day s Wed 26/03/14

5 Gestión de habilitación municipal 90 day s Wed 01/01/14

6 Gestión de habilitación prov incial 90 day s Wed 12/02/14

7 Adquisición del predio 30 day s Wed 18/06/14

8 Ingeniería general 210 days Wed 01/01/14

9 Ingeniería de las obras e instalaciones 90 day s Wed 01/01/14

10 Def inición de equipos 60 day s Wed 26/03/14

11 Concurso de precios y gestión de compra 60 day s Wed 30/07/14

12 Estudio de impacto ambiental 90 day s Wed 26/03/14

13 Contrato de v enta de energía 60 day s Wed 18/06/14

14 Gestión de f inanciamento 120 day s Wed 01/01/14

15 Ejecución de obras civiles 80 days Wed 18/06/14

16 Construcción nav e almacenamiento 35 day s Wed 18/06/14

17 Construcción edificio industrial 80 day s Wed 18/06/14

18 Instalación del equipamiento 40 days Wed 22/10/14

19 Orden compra equipos 1 day Wed 22/10/14

20 Disponibilidad grupo gasificador 35 day s Thu 23/10/14

21 Instalación grupo gasif icador 4 day s Thu 11/12/14

22 Disponibilidad grupo motogenerador 30 day s Thu 23/10/14

23 Instalación grupo motogenerador 3 day s Thu 04/12/14

24 Disponibilidad transformador 19 day s Thu 23/10/14

25 Instalación transformador 3 day s Wed 19/11/14

26 Puesta a punto y sincronización 27 days Wed 17/12/14

27 Puesta en marcha de los sistemas 2 day s Wed 17/12/14

28 Sincronización 10 day s Fri 19/12/14

29 Puesta a punto 5 day s Fri 02/01/15

30 Prueba f inal 10 day s Fri 09/01/15

F S S M T W T F S S M T W T F S S M02 Sep '13 04 Nov '13 06 Jan '14 10 Mar '14 12 May '14 14 Jul '14 15 Sep '14 17 Nov '14 19 Jan '15

Figura 44: Diagrama de Gantt de las fases del proyecto de construcción de la central.




Figura 45: Diagrama de flujo de una Central de 2 MWe.




Figura 46: Esquema de implantación 2 MWe.

9. Bibliografía y Referencias:

1 Precio de la energía, desequilibrios y desafíos. Revista del Instituto Argentino de la Energía

“General Mosconi”.

2 Sistema Integrado de Información Agropecuaria (SIIA), Ministerio de Agricultura, Ganadería y

Pesca, Presidencia de la Nación Argentina, 2013.

3 Rafael S. Molina Mancebo, “Bagazo de caña de azúcar para la producción de celulosa y

paneles aglomerados: realidad y perspectivas”, Unión de Investigación-Producción de la

Celulosa del Bagazo “Cuba-9”, Central “Pablo Noriega”, Quivicán, Provincia Habana, Cuba.

4 Nicolás Di Ruscio, “Evaluación el Estado del Arte de Gasificadores de Biomasa para

Generación de Energía Eléctrica en Argentina y el Mundo”, Departamento de Ingeniería

Eléctrica, UTN FRRo, Noviembre de 2013.

5 Thanapal SS, Annamalai K, Sweeten J, Gordillo G, (2011), “Fixed bed gasification of dairy

biomass with enriched air mixture”. Appl Energy, doi:10.1016/j.apenergy.2011.11.072.

6 Kamka, Frank; Jochmann, Andreas (June 2005). “Development Status of BGL-Gasification“.

International Freiberg Conference on IGCC & XtL Technologies. speaker Lutz Picard. Retrieved

2011-03-19.

7 “Directiva 2009/28/CE sobre Energías Renovables (DER)“ , European Commission, 2009.

http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:140:0016:0062:en:PDF

Documents

Informe Proyecto Finalnicolasdiruscio.com.ar/archivos/Central de Gasificacion...Proyecto Final 2 Departamento de Ingeniería Eléctrica (UTN-FRRo) Estudio de prefactibilidad para la