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PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA: CASO APLICACIÓN PURINES DE CERDOS
MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL
ELÉCTRICO
CRISTIAN PATRICIO GARCÍA SESNICH
PROFESOR GUÍA: LUIS VARGAS DIAZ
MIEMBROS DE LA COMISIÓN: FRANCISCO GRACIA CAROCA
ANA MARÍA RUZ FRÍAS
SANTIAGO DE CHILE OCTUBRE 2006
UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
UNIVERSIDAD DE CHILE
FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA: CASO APLICACIÓN PURINES DE CERDOS
CRISTIAN PATRICIO GARCÍA SESNICH
COMISIÓN EXAMINADORA CALIFICACIONES Nota (Nº) Nota (Letras) Firma
PROFESOR GUÍA: SR. LUIS VARGAS D.
:
………
……………………
……………….
PROFESOR CO-GUÍA: SR. FRANCISCO GRACIA
:
………
……………………
……………….
PROFESOR INTEGRANTE: SR. ANA MARÍA RUZ
:
………
……………………
……………….
NOTA FINAL EXAMEN DE TÍTULO
:
………
……………………
……………….
MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA
SANTIAGO DE CHILE AGOSTO 2006
“PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA: CASO APLICACIÓN
PURINES DE CERDOS”
La falta de fuentes de energía, la dependencia energética, la seguridad en el
suministro y los altos precios de los combustibles, han hecho resurgir la idea de generación
distribuida en los sistemas interconectados, pues se aprovecharían recursos pequeños pero
propios para inyectar energía y potencia a la red.
En este contexto este trabajo de memoria presenta un análisis de la generación de
energía eléctrica en base a biogás extraído de la industria de alimentos de cerdos.
En la primera parte de esta memoria se presenta un análisis del marco regulatorio,
los mercados de venta de energía eléctrica, las modificaciones legales vigentes, los
proyectos de ley que abrirían aún más las puertas a este tipo de generación y las normas
técnicas aún en proceso de revisión. En la segunda parte se aborda el detalle técnico
necesario para la producción de biogás a partir purines de cerdos, cuyo proceso se basa en
la digestión anaeróbica, proceso por el cual es factible obtener biogás en cantidades
suficientes para la operación de generadores de energía eléctrica. De este modo se evalúa
técnica y económicamente la instalación de generadores en planteles de crianza de cerdo,
realizando por un lado estimaciones de producción de biogás y por otro utilizando datos
reales obtenidos de una empresa del sector alimenticio
La evaluación económica considera la venta de energía eléctrica al sistema
interconectado, mostrando también las otras opciones de venta que posee la empresa y
justificando la elección de la venta al mercado spot. Los resultados muestran que con una
producción masiva de cerdos, como la empresa seleccionada, es posible obtener grande
cantidades de biogás que, por un lado mantendría la operación del sistema de digestión, y
por otro se podría generar energía eléctrica y conectarla a la red. En términos económicos
se muestra que para el caso estudiado es absolutamente factible la instalación de un
generador y la venta de energía al sistema interconectado, obteniéndose indicadores de
proyectos positivos para la mayoría de los casos. Se concluye que es una alternativa
interesante de implementar en planteles de cerdos de producción masiva.
RESUMEN DE LA MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA POR: CRISTIAN GARCIA SESNICH FECHA: 30/08/2006 PROF. GUÍA: SR. LUIS VARGAS DIAZ
4
1. INTRODUCCIÓN................................................................................9
1.1. MOTIVACIÓN ........................................................................................................... 9
1.2. SEGURIDAD ENERGÉTICA ...................................................................................... 10
1.3. OBJETIVOS............................................................................................................. 14
1.3.1. Objetivos generales: ..................................................................................... 14 1.3.2. Objetivos específicos: ................................................................................... 14
2. MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y REGULACIÓN DE LOS PMGD ................................................................................................ 15
2.1. PRECIOS................................................................................................................. 15
Precio básico de la energía .......................................................................................... 15 Precios básicos de la potencia de punta ...................................................................... 16
2.2. DEMANDA ............................................................................................................. 19
2.3. OFERTA ................................................................................................................. 21
2.4. RESUMEN DE MERCADOS ............................................................................................ 23
2.4. LEY 19930 BASES DEL MEDIO AMBIENTE............................................................. 24
2.5. LEY NUM. 19.940.................................................................................................. 24
2.6. LEY NUM. 20.018.................................................................................................. 24
2.7. REGLAMENTO PARA MEDIOS DE GENERACIÓN NO CONVENCIONALES Y PEQUEÑOS
MEDIOS DE GENERACIÓN ESTABLECIDOS EN LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS. 25
2.7.1. Definiciones .................................................................................................. 25 2.7.2. Del pago de peajes ....................................................................................... 26
2.8. NORMA TÉCNICA DE CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE UN PMGD ................................ 29
2.8.1. Antecedentes y solicitud de información ...................................................... 31 2.8.2. Exigencias generales .................................................................................... 32
2.9. NORMA TÉCNICA PARA REFERIR INYECCIONES DE PEQUEÑOS MEDIOS DE
GENERACIÓN DISTRIBUIDOS............................................................................................... 39
2.9.1. Conceptos Básicos........................................................................................ 39 2.9.2. Demanda horaria ......................................................................................... 40 2.9.3. Valores de energía y potencia referidas a la SEDP..................................... 40 2.9.4. Factores de penalización para energía y potencia ...................................... 41
2.10. PROPUESTAS DE LEY QUE ESTÁN EN EL CONGRESO ............................................... 42
2.11. RESUMEN REGULACIÓN ......................................................................................... 43
3. DIGESTIÓN ANAERÓBICA ............................................................44
3.1. ETAPAS DE LA DIGESTIÓN ANAERÓBICA ................................................................ 44
5
3.1.1. ETAPA DE HIDRÓLISIS ............................................................................................ 44
3.1.2. ETAPA ACETOGÉNICA ............................................................................................ 44
3.1.3. ETAPA METANOGÉNICA ......................................................................................... 45
3.2. COMPONENTES NECESARIOS PARA UNA DIGESTIÓN ANAERÓBICA.......................... 47
3.3. FACTORES ÓPTIMOS PARA LA DIGESTIÓN ANAERÓBICA ......................................... 47
3.3.1. TEMPERATURA ...................................................................................................... 48
3.3.2. RANGO DE CARGA DEL DIGESTOR .......................................................................... 48
3.3.3. ESTABILIDAD DEL PROCESO................................................................................... 49
3.3.4. MEZCLADO DEL DIGESTOR .................................................................................... 49
3.3.5. NUTRIENTES .......................................................................................................... 50
3.3.6. SUSTANCIA TOXICAS ............................................................................................. 50
3.4. CRITERIOS DE DISEÑO DEL DIGESTOR .................................................................... 51
3.5. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DIGESTORES ANAEROBIOS............................... 52
Ventajas de un digestor anaerobio............................................................................... 52 Desventajas de un digestor anaerobio ......................................................................... 52
4. POTENCIAL DE ENERGÍA.............................................................53
4.1. CARACTERIZACIÓN DE LOS PURINES...................................................................... 53
4.2. POTENCIAL ENERGÉTICO DEL BIOGÁS.................................................................... 55
4.3. POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DE BIOGÁS POR SUSTRATO........................................ 55
4.4. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN BASE AL BIOGÁS ........................... 56
4.5. DIGESTOR EN EL FUNDO LA ESTRELLA.................................................................. 58
4.6. POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN FUNDO LA ESTRELLA.... 60
5. EVALUACIÓN ECONÓMICA, APLICACIÓN EMPRESA AGROSUPER FUNDO LA ESTRELLA...............................62
5.1. INVERSIÓN Y OTROS............................................................................................... 66
5.2. RESULTADOS ......................................................................................................... 67
5.3. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD.................................................................................... 68
5.3.1. SENSIBILIDAD DE TASA DE DESCUENTO ................................................................. 68
5.3.2. SENSIBILIDAD DE INVERSIÓN ................................................................................. 70
5.3.3. SENSIBILIDAD DE PRECIOS DE ENERGÍA ................................................................. 72
6. CONCLUSIONES ..............................................................................74
6
7. BIBLIOGRAFÍA..................................................................................76
ANEXO A...................................................................................................79
DATOS DE GENERACIÓN DE BIOGÁS EN EL FUNDO LA ESTRELLA, EMPRESA AGROSUPER S.A. OCTUBRE 2005................79
ANEXO B ..................................................................................................82
VARIABLES NECESARIAS PARA EL CORRECTO DISEÑO DE UN DIGESTOR................................................................................................82
ANEXO C ..................................................................................................84
DATOS HISTÓRICOS DE PRECIOS REALES DE NUDO SISTEMAS ELÉCTRICOS CHILENOS Y ESTADÍSTICAS......................................84
ANEXO D ..................................................................................................89
CAMBIO CLIMÁTICO Y PROTOCOLO DE KYOTO...........................89
EFECTO INVERNADERO ...................................................................................................... 91
PROTOCOLO DE KYOTO ..................................................................................................... 94
METODOLOGÍAS EXISTENTES............................................................................................. 97
EXPERIENCIA DE AGROSUPER............................................................................................ 98
ANEXO E ..................................................................................................99
TECNOLOGÍAS APLICABLES AL MANEJO DE PURINES...............99
CARACTERIZACIÓN DE LOS PURINES ................................................................................ 100
SISTEMAS DE TRATAMIENTO DE PURINES......................................................................... 101
TRATAMIENTO PRIMARIO................................................................................................. 101
TRATAMIENTOS SECUNDARIOS ........................................................................................ 103
SISTEMAS NATURALES..................................................................................................... 104
ANEXO F................................................................................................. 106
ANÁLISIS ECONÓMICO ...................................................................... 106
7
AGRADECIMIENTOS
A mi madre…
8
Hoy no estas junto a mí para compartir este momento de gran felicidad que yo se sería de tu mayor orgullo, sin embargo te llevo conmigo a todas partes y agradezco toda la formación que como persona me diste, desde la honestidad, el optimismo, enseñanza además de tu cariño incondicional y comprensión en todos los momentos de la vida que compartimos. Realmente hay mucho de mí que lo debo a ti y te lo agradezco inmensamente, pues me siento orgulloso de haber tenido la suerte de que tú fueras mi madre y hayas realizado tantos esfuerzos por nuestros estudios para que fuésemos profesionales. Quiero que como ya la meta esta a la vista, me acompañes y recibamos con algarabía este triunfo que te lo debo esencialmente a ti. Siempre estarás conmigo, te quiero y extraño muchísimo, te lo agradezco infinitamente. Quiero dedicar unas líneas a mi tío Nicolás Sesnich por su aporte incondicional y ayuda brindada, realmente me siento orgulloso de tenerlo en la familia, siga tan bueno como siempre porque la bondad es un regalo de Dios que ayuda a mantener la felicidad en los corazones. Gracias por todo, de todo corazón, lo quiero y estimo mucho. No puedo dejar de agradecer a Silvana Navarro, mi pareja durante estos últimos tres años, por su apoyo, cariño y amor, además de brindarme la satisfacción más grande de mi vida al darme un hijo hermoso y lleno de vida. Si te agradezco todo lo que tendría que agradecerte tendría que escribir otra tesis, si que mejor te resumo y te doy las gracias por todos tus consejos, por hacerme crecer como persona sustancialmente, por los buenos y malos momentos, por caminar juntos y salir adelante frente a la adversidad, por nuestro hijo y lo hermoso que es, por descubrir que la felicidad existe y por todo lo que has hecho por mi. Gracias los quiero mucho, mucho. Muchas gracias además a mi profesor guía por mostrarme la necesidad de realizar cambios sustanciales en la forma de enfrentar nuevos proyectos para que estos sean amigables con el medio ambiente y por su motivación en el desarrollo de la tesis. No puedo dejar fuera de esto a Ana Maria Ruz, mi profesora integrante, gracias por toda la ayuda brindada y por la rapidez con que respondió mis requerimientos. Realmente fue un apoyo importante. Gracias a todos los que no están y que aportaron un granito de arena a realizar esto, a mi nina por todos sus favores, a mi hermana, la wiwa por su gran corazón, que tiene cabida para todos, la tia mary, el tio Roberto y muchos otros. Gracias a todos los quiero.
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1. Introducción
El presente trabajo se enmarca en el desarrollo de la tesis de grado para optar al titulo
de Ingeniero Civil Eléctrico de la Universidad de Chile.
El tema principal de esta tesis de grado es determinar la factibilidad técnica y
económica de la introducción de pequeños medios de generación distribuida, desde ahora
PMGD, a los sistemas interconectados. Para ello se realiza un estudio de las tecnologías
existentes, los marcos regulatorios y, normas técnicas que aplicadas a los biodigestores del
Fundo La Estrella de Agrosuper permitirán vender electricidad al mercado.
1.1. Motivación
La motivación del desarrollo de esta tesis se centra en varios tópicos que resaltan en el
actual contexto energético nacional e internacional, entre los cuales podemos mencionar el
aumento continuo de los precios de los combustibles. Esto deja a Chile en un escenario de
aumento de precios continuo debido a que prácticamente no presenta producción de estos
combustibles. Otro factor importante es el presente escenario de restricción de suministro
de gas proveniente de Argentina, lo que afecta no solamente a los grandes consumidores,
también a los pequeños, entendiéndose a éstos como los clientes de las pequeñas y
medianas empresas, que prácticamente no sustentan amortiguación alguna frente a
variaciones en el precios de los combustibles, llevándolos por ende a una menor
competitividad frente a las grandes empresas, y los clientes residenciales regulados, que si
bien según el actual modelo de tarificación presentan un retraso en el traspaso de precios,
los mayores costos al final siempre los asume el cliente final. Todo esto derivado de los
recortes de gas a las centrales de generación eléctrica, afectando la disponibilidad del
recurso electricidad y la confiabilidad de los sistemas interconectados. Sumado a esto está
la incertidumbre del posible suministro de gas boliviano y/o peruano, y la puesta en marcha
y operación de los puertos de recepción, plantas de regasificación y suministro de gas
natural licuado que proveería a las nuevas centrales eléctricas planificadas en caso de falta
de suministro de gas natural. Este último comentario es de vital importancia pues se estima
que la producción base de energía eléctrica de centrales térmicas futuras se realizará con
centrales a carbón, esto pues el precio al cual llegaría el GNL haría del carbón una
10
alternativa más barata en la generación de electricidad, esto pone en riesgo la llegada del
GNL y por ende la operación de las centrales de ciclo combinado en caso de falta de
suministro de gas natural.
1.2. Seguridad Energética
La generación de electricidad esta fuertemente marcada por la hidroelectricidad, con el
50% de generación total del país al año 2005 [4]. De este modo la matriz energética de
Chile de acuerdo a los estudios de expertos [7] presenta probabilidades de falla que podría
bordear el 30% en caso de que el plan de obras de la CNE se retrase los años posteriores. Se
puede mostrar que si bien el sistema eléctrico Chileno no hay holguras en su abastecimiento
tampoco existe espacio para cometer errores, pues según el plan de obras informado por la
CNE las probabilidades de falla aumentan considerablemente en el caso extremo de una
sequía tan profunda como la sucedida en el periodo 1998-1999, llegando por ejemplo a un
20% hacia inicios del 2007. O bien, en el caso de que el plan de obras de la CNE no se
cumpla, sobretodo con respecto a las centrales que debieran entrar en operación entre
Octubre del 2009 y Octubre del 2010, daría como resultado un aumento a valores por sobre
30% en la probabilidad de falla del SIC, valores inimaginables desde el punto de vista de
seguridad que normalmente no sobrepasan de un digito. Para obtener una evaluación
fidedigna de lo enunciado es necesario hacer hincapié en el comportamiento de la demanda,
por ello se muestra la demanda cuando el precio sufre variaciones.
Tabla 1: Demanda CNE y ajustada. Fuente http://www.cepchile.cl
Es importante hacer notar la correlación entre seguridad energética, costos
marginales y el comportamiento de la demanda frente a cambios en el precio. Si bien se
creía que el comportamiento de la demanda en el mercado eléctrico era de manera
inelástica, estudios han demostrado lo contrario y, por ende, la demanda posee cierta
11
elasticidad. Por ello es necesario evaluar el comportamiento de la demanda frente a
variaciones en la seguridad energética, es decir variaciones en el precio de la energía. Así la
tabla anterior muestra la demanda ajustada para el escenario base, el cual es el plan de
obras de la CNE, el cual es mostrado a continuación.
Tabla 2: Plan de obras de la Comisión Nacional de Energía. Fuente: http://www.cepchile.cl
De esta tabla es claro que no hay espacio para cometer errores pues como se verá
entre octubre del 2008 y octubre del 2009 sólo se proyecta la entrada en operación de
175[MW], lo cual subraya la importancia de no tener retrasos en las obras que entrarían en
los años 2009 y adelante. El caso base puede verse en la tabla 3 y posteriormente se ve el
12
efecto de retraso en el plan de obras de la CNE, lo cual demuestra nuevamente la
importancia vital de la puesta en operación de la capacidad supuesta por la Comisión.
Tabla 3: Estimaciones de demanda, costos marginales y probabilidades de déficit en el caso base.
Fuente: http://www.cepchile.cl La tabla anterior muestra las estimaciones de la demanda, los costos marginales y
las probabilidades de déficit en el periodo 2006-2011, para el caso base el cual es el plan de
obras de la CNE que se puede ver en la tabla 2. Podemos ver que las probabilidades de
13
déficit son bastante bajas no sobrepasando el 9% hacia marzo del 2010, lo cual es aceptable
en el sistema eléctrico chileno debido a su cualidad hidrológica. Sin embargo es interesante
notar que pasaría si el plan de obras e la CNE se retrasa, el grafico siguiente muestra esta
situación para periodos de 6, 12 y 18 meses.
Gráfico 1: Probabilidades de déficit en caso de atraso del plan de obras de la CNE. Fuente:
http://www.cepchile.cl Se observa así la importancia de que por un lado el plan de obras de la CNE se
cumpla, y además que se agregue generación extra al sistema en el corto plazo para restar
probabilidades de déficit al sistema. Una de las opciones de agregar generación extra esta
en los pequeños medios de generación distribuidos, que en conjunto pueden sumar varios
cientos de MW.
Buscando opciones en generación distribuida para contribuir en este escenario, esta
tesis provee las evaluaciones técnicas y económicas necesarias para la instalación,
conexión, operación y venta de energía de un PMGD, de fuentes renovables. Todo esto
motivado por los eventuales precios futuros de la energía eléctrica que harían entrar nuevos
agentes de mercado. El caso particular estudiado es de generación de energía eléctrica con
biogás proveniente de la digestión anaeróbica de los purines de los cerdos de la empresa
Agrosuper, en los planteles del Fundo La Estrella ubicados en la VI Región..
14
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivos generales:
1. Evaluar la factibilidad técnica y económica de producción y venta de energía
eléctrica generada a partir del biogás producido por biodigestión anaeróbica de los
purines de los cerdos del Fundo La Estrella de Agrosuper.
1.3.2. Objetivos específicos:
1. Caracterización del mercado de energía eléctrica.
2. Conocer las normas y reglamentos para la conexión, operación y venta de energía
eléctrica al sistema interconectado central. Así también otros instrumentos
financieros como el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) que podría aportar
rentabilidad al proyecto.
3. Generación de biogás y potencial de generación de energía.
4. Evaluación técnica de los equipos necesarios para la instalación y operación del
conjunto generador.
5. Caracterización eléctrica desde el punto de vista del sistema: Potencia firme,
confiabilidad, costo variable, etc.
6. Análisis de clientes potenciales para venta de energía, considerando la opción de
autoconsumo, venta a la distribuidora y clientes libres.
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2. Mercado de energía eléctrica y regulación de los PMGD Para comprender a cabalidad los capítulos siguientes se dará a conocer algunos
aspectos básicos del mercado de la energía eléctrica a tener en mente durante el resto del
documento.
2.1. Precios
2.1.1. Precio Nudo
El precio nudo en el mercado chileno es el costo marginal de suministro y tiene
asociadas dos componentes.
Precio básico de la energía El precio básico de la energía se calcula hoy día en el nudo Quillota de 220[kV], a
partir de la asociación de consumos aguas debajo de esta barra. De esta forma se
determinan los costos marginales esperados y las energías mensuales tanto de esta barra
como de las barras de consumo asociadas a esta.
De esta forma considerando los primeros 48 meses de operación del SIC contados
desde una fecha en particular (normalmente abril y octubre del año en curso se decreta la
fijación de precios), se determina el precio básico de la energía como:
ii
if
ii
ifiNref
ferenciaNudode
r
E
r
ECMg
deEnergíaecioBásico
)1(
)1(Pr 48
1,Re
48
1,Re,
Re_
+
+
⋅
=
∑
∑
=
=
Ecuación 1: Precio básico de la energía. Donde:
16
NRef : Nudo trocal definido como Subestación básica de energía para el Precio de
Nudo Básico de la energía, Quillota 220 [kV].
CMgNref,i : Costo marginal mensual del mes i en la Subestación Básica de Energía.
ENref,i : Energía mensual en el mes i asociada a la Subestación Básica de Energía
i : mes i-ésimo.
r : tasa de descuento mensual equivalente a 10% anual.
Precios básicos de la potencia de punta
Según el art. 99 número 3 de la ley DFL-1 la potencia básica de punta será
determinada por las unidades más económicas para suministrar potencia adicional durante
las horas de demanda máxima anual en una o más subestaciones troncales del sistema
eléctrico. De este modo se calcula el costo marginal anual de incrementar la capacidad
instalada del sistema incrementado en el margen de reserva respectivo.
El precio básico de la potencia es calculado por la Comisión Nacional de Energía de
acuerdo a dos subsistemas, el SIC centro-norte y el SIC sur con la subestación Polpaico
220[kV] y Puerto Montt [220kV] como subestaciones básicas de potencia respectivamente.
De este modo el cálculo del precio básico de la potencia se determina de la siguiente
forma:
)1()1()()//($ ,, baCrCrCmeskWW oprLLrTtg +⋅+⋅+⋅+⋅=
Ecuación 2: Precio básico de la potencia. Donde:
Ctg : Costo de inversión de turbinas gas diesel evaluado a la fecha en que se
registran los aumentos de potencia de punta anual en el sistema eléctrico. Este costo
corresponde al costo de instalación de una turbina a gas, incrementado en el costo
imputable al adelanto de inversión que media entre la fecha de puesta de servicio del
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equipo y la fecha en que se registran los aumentos de potencia de punta anual. Al respecto
se considera un adelanto mínimo de 6 meses
CL : Costo de inversión en línea de transmisión para conectar la turbina a gas al
sistema eléctrico que incluye un arancel de 0.06%.
rT,r : Factor de recuperación de capital calculado a 216 mensualidades (18 años).
rL,r : Factor de recuperación de capital calculado a 216 mensualidades (18 años)
Cop : Costo mensual fijo de operación y mantenimiento de la turbina a gas
ajustado según el dólar y el índice de sueldos y salarios.
a : Margen de reserva teórico.
b : Pérdidas en líneas de transmisión.
18
2.1.2. Factores de penalización
Los factores de penalización reflejan la forma en que las pérdidas marginales se
distribuyen en la red eléctrica, y por lo tanto son un índice de los costos asociados a la
generación eléctrica. De este modo podemos determinar el precio en cualquier nudo del
sistema interconectado. Se muestra a continuación los factores de penalización de energía y
potencia del sistema interconectado central actual.
NUDO FACTORES DE PENALIZACIÓN
POTENCIA
[p.u.] ENERGÍA
[p.u.]
D. DE ALMAGRO 1.0409 1.0885
CARRETERA PINTO 1.0503 1.1023
CARDONES 1.0461 1.0957
MAITENCILLO 0.9942 1.0457
PAN DE AZUCAR 1.0008 1.0646
QUILLOTA 0.9808 1.0000
POLPAICO 1.0000 1.0136
CERRO NAVIA 1.0282 1.0401
ALTO JAHUEL 1.0037 1.0098
RANCAGUA 1.0381 1.0672
SAN FERNANDO 0.9581 0.9792
ITAHUE 0.9381 0.9869
PARRAL 0.9316 0.9986
ANCOA 0.9279 0.9539
CHARRUA 0.911 0.9524
CONCEPCION 0.9484 0.9942
SAN VICENTE 0.956 1.0023
TEMUCO 1.0045 1.0463
VALDIVIA 0.9989 1.0362
BARRO BLANCO 1.0029 1.0484
PUERTO MONTT 1.0000 1.0436 Tabla 4: Factores de penalización. Fuente fijación precio nudo abril 2006. Fuente: http://www.cne.cl
19
De acuerdo a la ley la CNE fija los precios nudos en un Informe técnico que se publica
en Abril y Octubre de cada año. En ellos se pueden ver los precios nudos futuros, así como
también el plan de obras y otros necesarios para presentar el escenario futuro a la opinión
pública de tal modo que se muestre el mercado en la forma más transparente posible.
2.2. Demanda
2.2.1. Venta al Mercado Spot En Chile existen diferentes mecanismos para transar la energía entre los distintos
agentes de mercado, uno de ellos es el mercado spot, donde el Centro de Despacho
Económico de Carga, determina mediante minimización de los costos de operación, el
despacho diario de las unidades generadoras del sistema eléctrico para abastecer la
demanda diaria de energía.
Según el modelo usado en Chile, que es el de costos marginales, el precio de la
energía quedará determinado por la última central generadora que entra en el despacho, y
como se podrá apreciar esto varía en forma horaria, así se define el costo marginal
instantáneo que es en definitiva el precio del mercado spot.
Al mercado spot sólo tienen acceso los generadores de energía eléctrica y es usado
normalmente cuando ciertos generadores no logran suplir sus contratos de suministro por
variados motivos, entre los cuales se puede mencionar por ejemplo los recortes de gas
desde Argentina. En estos casos los generadores deben recurrir al mercado spot y comprar
la energía deficitaria para lograr el cumplimiento de sus contratos.
Es así como las nuevas modificaciones al DFL-1, como la ley 19940 reglamentado
por medio del DS 244 otorga el derecho para los PMGD, PMG y MGNC de vender la
energía que evacuen al sistema al costo marginal instantáneo así como los excedentes de
potencia al precio de nudo de la potencia.
2.2.2. Venta al CDEC, régimen de precios estabilizados Además del derecho de vender la energía evacuada al sistema al costo marginal
instantáneo, los pequeños medios de generación distribuida tienen la posibilidad de
someterse a un régimen de precios estabilizados según lo establece el DS 244 artículo 39.
Es así como se integra este nuevo régimen de precios, de tal forma de ofrecer un mercado
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de venta de energía con un menor riesgo de inversión, pues los costos marginales
instantáneos dependen mucho de la situación actual del sistema, como por ejemplo los
niveles de los embalses.
El periodo mínimo de permanencia en este o el anterior régimen de precios será de
cuatro años, por lo que debe tenerse muy presente el nivel de riesgo que se adoptará.
Los precios estabilizados a los cuales se refiere el presente capítulo son compuestos
básicamente por el precio básico de la energía en el nudo de inyección, es decir el precio
nudo de la energía y el precio nudo de la potencia.
2.2.3. Venta a distribuidora La ley 20.018 estableció el derecho de los PMG, PMGD y de los medios de
generación no convencionales de suministrar a los concesionarios de distribución, hasta el
5% del total de la demanda destinada a clientes regulados.
El precio al cual estarán sometidas estas transferencias de energía será el promedio
ponderado de los precios vigentes de la energía a nivel generación-transporte según los
suministros del concesionario.
De este modo podemos determinar la siguiente ecuación de este párrafo
∑ ⋅= iii EPSPCD
Ecuación 3: Precio de mercado para venta a distribuidora. Fuente: http://www.cne.cl
Donde PCDi es el precio de compra por la distribuidora i, PSi es el precio de
suministro y Ei es el volumen de suministro correspondiente.
Si bien la ley deja muy en claro el derecho de los medios de generación ya
mencionados a vender cierta porción de la demanda de los clientes regulados del
concesionario, no hace ninguna referencia a la obligación por parte de las distribuidoras a
comprar dicha energía, por lo que se ve un vacío legal en estos términos.
21
2.2.4. Venta a cliente libre
Existe la posibilidad además de que el propietario de un MGNC venda su energía a
un cliente libre, pactando de este modo un contrato de suministro entre ambos. En este caso
el MGNC dispondrá de los derechos de excepción correspondientes al pago de peaje de los
sistemas troncales. Sin embargo los PMGD pierden las facultades de liberarse del pago del
peaje de distribución correspondiente que es igual al valor agregado de distribución (VAD).
2.3. Oferta El mercado eléctrico Chileno se compone básicamente por las empresas de
distribución encargadas de la venta de energía a los consumidores finales regulados y
libres, en lo que podríamos comparar con una empresa de retail, pero de venta de energía
eléctrica. Estas empresas adquieren, según la autoridad gubernamental la calidad de
monopolio natural, por lo que los precios a los cuales puede vender la energía se encuentran
regulados. Se compone además de las empresas de transmisión, las cuales representan
también un monopolio debido a las economías de escala que se presentan en este segmento
y que no harían aparecer incentivos a la competencia. Existen los Centros de Despacho
Económico de Carga (CDEC), encargados de despachar en todo momento las centrales de
generación de acuerdo a protocolos de minimización de costos del sistema global,
incluyendo todas las restricciones de operación, suficiencia y seguridad de servicio.
Naturalmente el mercado, al poseer monopolios, debe contener entes reguladores,
los cuales son la Comisión Nacional de Energía, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles, los más importantes.
Finalmente tenemos a las empresas generadoras de energía eléctrica. Estas están
encargadas de generar energía eléctrica a partir de combustibles primarios como el
petróleo, gas natural, gas licuado, agua, recursos naturales y otros. En el esquema del
modelo Chileno encaja como un mercado competitivo, donde deben participar y subsistir
con las reglas del mercado.
Las empresas generadoras son aproximadamente 16 en el Sistema Interconectado
Central y se componen por las siguientes:
22
Empresa Potencia Bruta Potencia Bruta Potencia bruta Operadora Instalada [MW] Instalada [%] Acumulada [%]
ENDESA 2711,73 32,14% 32,14% COLBUN S.A. 1815,4 21,52% 53,65% GENER S.A. 781,37 9,26% 62,91% PEHUENCHE S.A. 623 7,38% 70,30% PANGUE S.A. 467 5,53% 75,83% OTRAS 396 4,69% 80,52% S.E. SANTIAGO S.A. 379 4,49% 85,02% SAN ISIDRO S.A. 370 4,39% 89,40% GUACOLDA S.A. 304 3,60% 93,00% ARAUCO GENERACION S.A. 177,8 2,11% 95,11% IBENER S.A. 124 1,47% 96,58% ACONCAGUA S.A. 100,9 1,20% 97,78% PETROPOWER S.A. 75 0,89% 98,67% PULLINQUE S.A. 48,6 0,58% 99,24% PILMAIQUEN S.A. 39 0,46% 99,70% H.G. VIEJA Y M. VALPO. 25 0,30% 100,00% Potencia Total Instalada 8437,8 100,00%
Tabla 5: Empresas de generación de energía eléctrica. Fuente: http://www.cne.cl Estas empresas, como bien se explicaba, deben competir entre ellas para ganar
contratos de suministro que les permita vender su energía generada. Hoy las empresas
distribuidoras están obligadas a realizar licitaciones internacionales por los bloques de
potencia necesarios para suplir la demanda de los clientes regulados, por lo menos por una
ventana móvil de tres años. Así el mercado de la generación se hace más competitivo
llegando los beneficios en precios a los clientes finales.
La forma en que se realizan estas transacciones de energía es a través del CDEC
respectivo, este según la simulación del sistema a mínimo costo respetando las restricciones
que se mencionaban, despacha todas las unidades generadoras necesarias para suplir la
demanda diaria de energía. De este modo simplificado es como si pasara toda la
transferencia de energía a través del CDEC, y es este organismo el encargado de realizar la
facturación respectiva para empresa generadora y distribuidora respetando los contratos de
suministro que las empresas generadoras tienen con sus clientes. Además por ejemplo, en el
caso hipotético que una empresa generadora no pueda suplir su contrato de suministro,
deberá comprar energía al mercado spot, el cual representa el precio instantáneo de la
23
energía y siempre es dado por la última central que entra en el despacho por ser
naturalmente la de mayor costo.
2.4. Resumen de mercados En resumen vemos que cerca del 70% de la capacidad instalada es de propiedad de
tan solo 4 empresas generadoras de energía, por lo tanto más bien que un mercado
competitivo es un mercado concentrado parecido a un oligopolio, donde para los nuevos
agentes de mercado no es muy fácil entrar debido principalmente a que distan de
experiencia en el mercado Chileno. Sin embargo, existe una oportunidad para un PMGD,
pues según la actual normativa Chilena tendría el derecho de venta de energía al mercado
spot, que como bien se mencionaba representa el costo de la última central despachada y
por ende la más costosa.
Otra alternativa para la empresa Agrosuper S.A. es vender la energía generada a una
distribuidora, que según el área de concesión es CGE, aunque podría ser cualquier otra
distribuidora, pero según un análisis inicial no sería más rentable que la venta al mercado
spot, aunque se minimizan los riesgos de la inversión. Esto pues la venta a las
distribuidoras sería a un precio promedio ponderado de los precios generación-transporte
que naturalmente por economías de escala de las grandes empresas generadoras sería menor
que el precio spot. La venta a un cliente libre no se descarta, sin embargo la garantía del no
pago de peajes de los sistemas de distribución que gozan aquellos pequeños medios de
generación al inyectar su energía y potencia al sistema se pierde, en tal caso se deberá
pagar un peaje de distribución. Este peaje de distribución esta regulado por el articulo 71-
43 del DFL-1 y corresponde al valor agregado de distribución ajustado de tal modo que el
si el cliente libre decidiese comprar su energía y potencia a los precios nudo, el precio final
resultará igual al que pagarían si se les aplicara las tarifas fijadas a la concesionaria de
servicio público de distribución. Es por ello que no se ve como una buena alternativa pues
tendría que ser un caso muy excepcional donde el cliente libre opte por comprar energía y
potencia a estos medios.
24
A continuación se presenta un análisis de los principales aspectos establecidos en el
Decreto con Fuerza de Ley Nº 1, en adelante DFL-1 [9], con las modificaciones pertinentes
a la Ley Nº 19.940 (Ley Corta I) [7], Ley 20.018 (Ley Corta II) [8] y el Decreto Supremo
Nº 244 o “Reglamento para pequeños medios de generación no convencionales y pequeños
medios de generación.
2.4. Ley 19930 Bases del Medio Ambiente
2.5. Ley Num. 19.940
La ley 19940 realizó modificaciones tendientes a regular los sistemas de transporte de
energía eléctrica y establecer un nuevo régimen de tarifas para sistemas medianos. Así
introdujo a continuación del artículo 71 el Título III, dentro del cual están presentes
artículos que comprometen a los PMG. PMGD y los MGNC. Así por ejemplo destacan el
Art. 71-7 el cual establece que los propietarios de los medios de generación cuyos medios
sean no convencionales (definidos por la comisión), y los excedentes de potencia
suministrados al sistema menores a 20.000 [kW] estarán exceptuados del pago total o de
una porción de los peajes, por el uso que estos sistemas hacen del sistema de transmisión
troncal. Señala además un límite de capacidad exceptuada de peajes
2.6. Ley Num. 20.018
La modificación más relevante que introdujo esta ley para los MGNC es el derecho
a suministrar a los concesionarios de distribución, hasta el 5% de la demanda para los
clientes regulados a un precio que resulta del promedio de los precios vigentes a nivel
de generación-transporte conforme sus respectivos contratos. El promedio se obtendrá
ponderando los precios por el volumen de suministro correspondiente.
25
2.7. Reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación establecidos en la ley general de servicios eléctricos.
2.7.1. Definiciones
Comenzaremos con las definiciones necesarias para comprender cabalmente los
artículos más relevantes del presente Reglamento.
a. Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD): Se entiende por
aquellos medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables
al sistema no superen los 9.000 [kW], y se encuentren conectados a las redes
de una empresa concesionaria de distribución o a empresas que posean
líneas de distribución que utilicen bienes nacionales de uso público.
b. Pequeños Medios de Generación (PGM): Aquellos medios conectados al
sistema troncal, de subtransmisión o adicionales, cuyos excedentes de
potencia sean menores o iguales a 9.000 [kW].
c. Medios de Generación cuya fuente sea no convencional (MGNC):
Medios de generación cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de
potencia sean menores o iguales a 20.000[kW].
d. Punto de conexión: Punto de las instalaciones de transmisión o distribución
de E.E. en laque se conecta un medio de generación a un sistema
interconectado.
e. Costos de conexión: Diferencia entre los costos de las obras adicionales en
la red de distribución y los ahorros por la operación de del PMGD asociados
a los excedentes de potencia de un PMGD en la red de una empresa
distribuidora.
El reglamento establece distintos derechos para los medios de generación
establecidos en los puntos a-c, entre los cuales podemos destacar que:
• Los medios de generación detallados precedentemente tienen el
derecho de vender la energía que evacuen al sistema a costo marginal
instantáneo, así como los excedentes de potencia a precio de nudo de
26
la potencia, debiendo por ende participar en las transferencias de
energía y potencia establecidas en la ley.
• Las empresas distribuidoras deberán permitir la conexión a sus
instalaciones de un PMGD cuando este pueda acceder a ellas por
medios propios o de terceros.
• Los propietarios de PMGD podrán optar a vender su energía al
sistema a costo marginal o a un régimen de precios estabilizados,
quedando en el régimen elegido por un periodo mínimo de 4 años.
• El uso de la inyección de los excedentes de potencia suministrables
al sistema por un PMGD hace de las instalaciones de las empresas de
distribución no da lugar al pago de peajes (art. 43º).
2.7.2. Del pago de peajes
Como se mencionaba anteriormente los MGNC están exceptuados del pago total o
parcial por el uso que las inyecciones de potencia hacen del sistema de transmisión troncal.
De esta forma el pago de peajes correspondientes a un MGNCi será dado por el
siguiente procedimiento.
iFPPbasePNC ii ⋅=1
Ecuación 4: Peaje MGNC. Fuente: http://www.cne.cl
Donde podemos identificar el peaje base que corresponde al peaje que le
correspondería pagar al MGNCi según las normas generales de peajes y FPi que
corresponde al factor proporcional asociado al MGNCi el cual determina que porcentaje del
peaje base debe pagar el MGNCi.
El factor proporcional puede tomar diferentes valores según sea el MGNCi, así:
• Si los excedentes de potencia suministrados al sistema por MGNCi (EPNCi),
son inferiores a 9.000[kW] entonces FPi=0
27
• Si los excedentes de potencia suministrados al sistema por MGNCi son
mayores o iguales a 9.000[kW], entonces:
000.11000.9−
= ii
EPNCFP
Ecuación 5: Factor proporcional de MGNCi .Fuente: http://www.cne.cl
De esto podemos concluir que el peaje 1 (PNC1i), queda determinado
intrínsecamente por el excedente de potencia de del MGNCi suministrado al sistema, el FP
entonces se visualiza como sigue:
Factor proporcional según EPNC
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
EPNC [MW]
FP
FP 0 0,09 0,18 0,27 0,36 0,45 0,55 0,64 0,73 0,82 0,91 1
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Gráfico 2: Representación gráfica de FP. Fuente: Elaboración propia
Observamos entonces que es de manera muy conveniente instalar MGNC cuyos
excedentes de potencia sean a lo más 9.000[kW], por cada MW adicional que se instale del
medio se deberá pagar un poco más del 9% del peaje base.
28
Se determinará además un pago adicional de peaje del MGNCi (PNC2i), si la
capacidad conjunta exceptuada de peajes (CEP) es mayor al 5% de la capacidad instalada
total del sistema eléctrico, es decir:
• Si CEP es inferior o igual a 0.05·CIT entonces PNC2i=0
• Si CEP es mayor a 0.05·CIT entonces:
CEPCITCEPPNCPbasePNC iii
)05.0()1(2 ⋅−⋅−=
Ecuación 6: Pago adicional de peaje para MGNCi. Fuente: http://www.cne.cl Donde CIT corresponde a la capacidad instalada total del sistema. Entendiéndose como capacidad conjunta exceptuada de peajes como:
))1((∑ −⋅= ii FPEPNCCEP Ecuación 7: Capacidad conjunta exceptuada de peajes. Fuente: http://www.cne.cl
Debe comprenderse en este momento que mientras mayor sean los excedentes de
potencia de un MGNC, mayor será el factor proporcional (FP) aplicado, por lo tanto debe
naturalmente existir una coherencia en la participación de la capacidad conjunta exceptuada
de peajes. Es decir mientras mayor sean los EPNC menor debe ser el reconocimiento para
el cálculo de CEP como se indica a continuación:
29
Participación de MGNC en CEP
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
EPNC [MW]
Valo
r re
cono
cido
par
a C
EP [M
W]
Participación 9 9,09 9 8,73 8,27 7,64 6,82 5,82 4,64 3,27 1,73 0
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Gráfico 3: Participación de MGNC en CEP. Fuente: Elaboración propia
Ahora bien el pago adicional de peaje PCN2i es pagado en forma igualitaria por
todos los MGNC que participan en transferencias de energía y potencia del sistema.
Finalmente el pago total de peajes correspondiente a un MGNC queda descrito
como la suma de PNC1 y PNC2.
iii PNCPNCPNCtot 21 +=
Ecuación 8: Pago total de peajes para un MGNC. Fuente: http://www.cne.cl
2.8. Norma técnica de conexión y operación de un PMGD
Es necesario comprender en primer plano que la norma técnica a la cual se hará
referencia en el capitulo siguiente establece los procedimientos y metodologías para la
conexión y operación de un PMGD conectado a un concesionario de servicios público de
distribución. Por ello es necesario nombrar algunos artículos importantes que se incluyen
30
en la norma técnica ya mencionada, estos hacen referencia por un lado a la garantía que
tendrán estos medios de generación para conectarse a los servicios de distribución según
corresponda, con la misma calidad de servicio que poseen los clientes sometidos a
regulación de precios. Con ello se pretende establecer el régimen de cliente al PMGD y no
se le exigirá condiciones técnicas distintas a las que hace referencia la NT correspondiente.
Otros puntos importantes son las exigencias necesarias a los PMGD que deben
cumplir en los puntos de repercusión y/o conexión según corresponda, en caso contrario se
debe incurrir en obras adicionales para lograr la inyección de los excedentes de potencia al
sistema interconectado.
Es necesario realizar unas definiciones básicas en este punto de tal manera de
comprender a cabalidad el alcance de esta NT.
Punto de conexión y repercusión: Se entiende por punto de conexión a aquel
donde se conectan las instalaciones de un PMGD a un sistema de distribución. El
punto de repercusión se define como el punto donde está conectado un cliente de la
empresa distribuidora o existe la posibilidad real de conexión de un nuevo cliente.
Como su nombre lo indica será de vital importancia pues es ahí donde se medirá el
efecto real de la conexión del PMGD al sistema.
Figura 1: Esquema de puntos de conexión y repercusión.
Sistema de distribución: Se entiende por aquellas instalaciones cuyo voltaje
nominal es menor que 23 [kV], que están destinadas a dar suministro a clientes
dentro de la zona de concesión.
Punto de conexión
Punto de conexión Punto de conexión
Punto de conexión
31
Figura 2: Esquema de sistema de distribución.
2.8.1. Antecedentes y solicitud de información Se hace necesario establecer procedimientos y normas generales de comunicación
entre el nuevo PMGD que desea conectarse a un sistema de distribución y la empresa
distribuidora correspondiente, de tal manera que ambos sepan a priori las obligaciones en la
entrega y solicitud de información que les corresponde. Es por ello que los antecedentes
básicos necesarios que debe solicitar el PMGD se resumen en los siguientes:
Características principales del PMGD.
Identificación del interesado.
Solicitud de los antecedentes relevantes al diseño, conexión y operación.
A su vez la empresa distribuidora deberá remitir por lo menos los siguientes:
Identificación y las características técnicas a lo largo del trazado, dando
particularmente la ubicación geográfica de los puntos singulares del alimentador de
distribución en el cual se encuentre el posible punto de conexión.
Los puntos singulares comprenden aquellos equipos de maniobra, fusibles,
reconectadotes, puntos de derivación, puntos de conexión de los usuarios del SD,
control y comunicaciones y otros equipos de protección.
AT V>23 kV
MT V≤23 kV
32
Secciones y tipos de conductor existentes en cada trazado de la red.
Demanda de diseño del alimentador en la cabecera y la última lectura de demanda
máxima anual verificada o estimada por la distribuidora para el alimentador.
Información necesaria para determinar los factores de penalización, para
inyecciones de energía y potencia como demanda media y máxima mensual de la
subestación asociada al PMGD.
Proyectos relevantes que hagan cambiar la información del alimentador durante un
horizonte de 18 meses.
Capacidad de cortocircuito de la subestación considerando las modificaciones
durante el horizonte planteado en el punto anterior.
Otros antecedentes necesarios para el diseño y operación del PMGD.
Ahora bien con los antecedentes proporcionados por la ED el PMGD, este deberá
evaluar y seleccionar el punto de conexión. Este punto se evalúa según la impedancia de la
red en el punto de repercusión, la potencia de cortocircuito, potencia a conectar y forma de
operación del PMGD considerando el estado normal de la red. Si no cumpliese con las
exigencias de la NT el PMGD podrá evaluar realizar refuerzos en el SD o elegir otro punto
de conexión.
2.8.2. Exigencias generales Las exigencias a la que hace alusión este capitulo deben cumplirse en el punto de
repercusión u operación según sea el caso, aunque los equipos estén ubicados en otro lugar.
Además el propietario del PMGD está en la obligación de mantener en buen estado los
empalmes correspondientes a la conexión de este con el SD.
I) Interruptor de acoplamiento: Debe ser capaz de permitir la
desconexión automática del PMGD cuando actúen las protecciones del
mismo, esto indica que deberá tener la capacidad de interrumpir las
corrientes de falla. Su ubicación en el esquema unifilar dependerá
33
básicamente del PMGD, por ejemplo si posee convertidor de frecuencia
o inversor deberá situarse en el lado de alta.
Figura 3: Esquema de ubicación del interruptor de acoplamiento.
II) Instalación de conexión: Se realizará mediante una instalación de
maniobras que debe quedar accesible en todo momento al personal
dueño de la ED. Debe permitir la desconexión completa de la red de
distribución, de preferencia se utilizara un desconectador. El esquema de
puesta a tierra no deberá originar sobretensiones que excedan la
capacidad de los equipos conectados al SD ni alterar la coordinación de
las protecciones contra fallas a tierra del SD. Esta instalación dispondrá
además de alimentación para los consumos propios y servicios
auxiliares. Deberá mantener estos por lo menos durante 8 horas y no se
permitirá la operación si la tensión en bornes de las baterías está por
debajo de lo recomendado por el fabricante. El equipo de cierre deberá
ser capaz de soportar un 220% de la tensión de suministro.
34
III) Transformador: Debe incluir cambiadores de taps en caso de que las
variaciones de tensión superen las variaciones máximas permitidas.
Además será necesario coordinar con la ED la conexión del neutro de
media tensión.
IV) Dispositivo de sincronización: Este dispositivo debe actuar de manera
automática, y debe contener medidores de frecuencia, tensión y tensión
cero. Si la sincronización de que dispone no es fina se debe colocar una
bobina de tal manera de amortiguar los cambios bruscos de corriente.
V) Instalaciones de control y medida: Los equipos destinados a
facturación deberán quedar en el punto de conexión y se implementaran
en forma trifásica con lecturas almacenadas a lo menos durante 31 días.
Figura 4: Esquema ubicación sistema de conexión
kWh,kW
Figura 5: Esquema físico de elementos de control y medida.
35
VI) Instalaciones de protección: Las medidas de protección para un
PMGD, tales como cortocircuitos, sobrecargas, descargas deberán
respetar la normativa vigente y deben como ya se menciono abrir el
interruptor de acoplamiento en caso de desviaciones inaceptables.
Además los ajustes de las protecciones deberán ser leídos y controlados
en las protecciones sin necesidad de elementos adicionales.
VII) Comportamiento de la red en estado normal: Los PGMD no deberá
regular activamente la tensión en el punto de repercusión, sin embargo se
puede acordar este servicio con la empresa distribuidora, además la
compensación de reactivos debe ser consistente con la banda de
regulación. La elevación de la tensión no puede superar el 6% de la
tensión en el punto de repercusión a no ser que la ED autorice una
elevación mayor.
Los ajustes de sincronización del PMGD deberá cumplir con lo
siguiente: ∆V<± 10%; ∆f<± 0.5 Hz; ∆φ<± 10º.
El PMGD no podrá energizar la red o parte de ella cuando ésta se
encuentre desenergizada.
VIII) Comportamiento de la red en estado alerta: En el punto de conexión:
El PMGD deberá separarse automáticamente de la red cuando en esta se
produzcan fallas, por ejemplo en el caso de que la red a la cual este
conectado el PMGD se produzca una falla y además exista un esquema
de reconexión, el PMGD deberá contar con un esquema de despeje lo
suficientemente breve para garantizar la desconexión en el momento que
no exista tensión en la red de distribución en las protecciones sin
necesidad de elementos adicionales.
36
Rango de tensión [% de Vn] Tiempo de despeje [s]
V<50 0.16 50≤V≤90 2.00
110≤V<120 1.00 V≥120 0.16
Rango de frecuencia [% de Vn] Tiempo de despeje [s]
>50.5 0.16 48<f<49.5 0.16 a 300
<48 0.16 Tabla 6: Rangos de tensión y frecuencia para estado de alerta de SD.
Se deberá además aceptar una reconexión después de por lo menos 5
minutos para asegurar que las maniobras del SD hayan finalizado.
IX) Calidad de servicio de un PMGD: No deberá inyectar corriente
continua de más de 0.5% del valor nominal en el punto de conexión,
además no debe crear un parpadeo molesto para los usuarios del SD, esto
será medido con los siguientes factores:
Factor de parpadeo de corta duración: AST=P3ST, donde
PST es la intensidad de parpadeo de corta duración.
Factor de parpadeo de larga duración: ALT=P3LT, donde
P3LT corresponde al promedio de AST durante un intervalo
de 120 mins.
En el caso de conectarse a la red mediante inversores o convertidores de
frecuencia , las corrientes armónicas deberán estar documentadas por el
fabricante y deberán cumplir con la siguiente tabla de índices de
distorsión:
37
SkV/SeV h<11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h Indice de distorsión total
<20 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0 20-50 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0 50-100 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0
100-1000 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0 >1000 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0
Tabla 7: Límites de corrientes armónicas. Las pares están limitadas al 25% de las impares.
X) Pruebas de diseño: Serán aplicadas según corresponda, a los equipos de
la instalación de conexión. El orden de las pruebas para los equipos será
el siguiente:
Respuesta de tensión y frecuencia normales: Si V o f sobrepasan
los límites normales debe dejar de energizar la red. Serán
probadas en el punto mínimo, medio y máximo.
Sincronización: Deberá cumplirse los límites establecidos con
anterioridad, para generadores asíncronos se debe determinar con
anterioridad la máxima corriente de partida.
Prueba integral a la conexión: Se debe corroborar que la
interferencia electromagnética no realice maniobras falsas,
también una prueba de impulso para los equipos con tensión
superior a 1 [kV]. Se realiza además una prueba de rigidez
dieléctrica para el equipo de cierre que deberá cumplir lo
establecido anteriormente.
Prueba de formación de isla: Desconexión después de 2
segundos.
Inyección corriente continua: No debe superar 0.5% de I
nominal.
Índice de distorsión total: No debe superar los valores de la tabla
Nº 3.
38
XI) Pruebas a la instalación de conexión:
Inspección visual: El objetivo es corroborar que los planos sean
coincidentes con la realidad
Pruebas de puesta a tierra.
Pruebas al equipo de separación.
Prueba de arranque para los equipos de facturación.
Pruebas de protecciones según lo estipulado con anterioridad.
Pruebas de reconexión.
Cada una de las pruebas anteriores no se detallaron pues las
exigencias para cada una de ellas fueron enunciadas previamente.
XII) Pruebas de puesta en servicio:
Inspección visual: Se verifica la puesta a tierra de la instalación
de conexión y la existencia del interruptor desacoplador.
Operabilidad del interruptor desacoplador..
Pruebas formación de isla.
Prueba de respuesta de tensión y frecuencia.
En general deberán realizarse las mismas pruebas que el punto
anterior en caso de que la instalación de conexión o el software
hayan sufrido modificaciones con posterioridad a las pruebas a
la instalación de conexión.
Pruebas de potencia inversa.
Prueba de compensación de reactivos.
39
2.9. Norma Técnica para referir inyecciones de pequeños medios de generación distribuidos
Las disposiciones de esta norma son aplicables a PMGD conectados a
concesionarios de servicio público de distribución o empresas que posean líneas de
distribución que usen bienes nacionales de uso público.
2.9.1. Conceptos Básicos
Para comprender por completo el alcance de esta norma es importante resaltar
algunos conceptos básicos tales como:
Subestación de distribución primaria que asocia un PMGD: Es como su nombre lo indica la
subestación a la cual se refiere el PMGD y corresponde a la menor distancia eléctrica entre
ambos independiente de los circuitos.
FPED : Factor de penalización por pérdidas de energía aplicable a inyecciones al
interior de una red de distribución.
FPPD : Factor de penalización por pérdidas de potencia aplicable a inyecciones al
interior de una red de distribución.
PEAT : Factor de expansión de pérdidas en alta tensión de distribución.
PPAT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en alta tensión de distribución.
Esta norma pretende cuantificar en forma marginalista el efecto sobre las pérdidas
causados por los PMGD. Estos efectos se cuantifican mediante factores de penalización en
la energía y la potencia, recordemos que los factores de penalización representan en buena
manera el efecto que realiza la inyección de energía y potencia, sobre las pérdidas de un
sistema. Por ello se hace necesario reconstruir la demanda de la empresa distribuidora.
40
2.9.2. Demanda horaria
Con el fin de referir transferencias de energía y potencia entre empresas generadoras
se determinará la demanda horaria en la subestación de distribución primaria que tenga
asociados uno o más PMGD. Así la demanda horaria queda como sigue:
∑=
−+=N
iPGi hPhFPEDhDhD
1)()1)(()(')(
Ecuación 9: Demanda horaria de la empresa distribuidora.
Donde se pueden identificar los términos como:
D(h) : Demanda horaria de energía en SEDP expresada en MWh
D’(h) : Inyección de energía a la red de distribución desde SEDP.
PPGi(h) : Energía inyectada por el pequeño medio de generación i, medida en su
punto de conexión.
2.9.3. Valores de energía y potencia referidas a la SEDP
El CDEC respectivo deberá referir las inyecciones y retiros de energía y potencia de
un PMGD desde su punto de conexión hasta la barra de más alta tensión de la SEDP
correspondiente. Por ello se hace necesario ponderar dichas inyecciones por los factores de
penalización respectivos.
)()()( ' hFPEDhPhP PGiPGi ⋅=
Ecuación 10: Inyección de energía por un PMGD referida a SEDP.
41
FPPDPothPot PGiPGi ⋅= ')(
Ecuación 11: Potencia inyectada por un PMGD referida a SEDP.
Los valores prima corresponden a valores medidos en la SEDP, de este modo se
logra referir las inyecciones del PMGD a la barra de más alta tensión de la SEDP
2.9.4. Factores de penalización para energía y potencia
De este modo los factores de penalización a los que se hace referencia en las
ecuaciones anteriores vienen dados por:
)('
141)( hPD
PEAThFPED SMed
⋅⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −⋅+=
Ecuación 12: Factor de penalización por pérdidas de energía aplicables a inyecciones al interior de una red de distribución.
Donde podemos identificar los siguientes parámetros:
D’Med : Correspondería a la demanda media de la distribuidora abastecida de la
SEDP y de todos los PMGD.
PS(h) : Inyección de potencia activa de la SEDP.
42
Además es importante destacar que el factor puede ser mayor o menor que uno
dependiendo si la inyección logra abastecer la totalidad de la demanda del alimentador o
genera excedentes hacia el sistema.
)'
1()1(41)(Max
PG
DPF
PPAThFPPD −⋅−⋅+=
Ecuación 13: Factor de penalización por pérdidas de potencia aplicables a inyecciones al interior de una red de distribución.
PFPG : Suma de las potencias de suficiencia/firme de todos los PMGD asociados a
la SEDP.
DMax : Demanda Máxima abastecida de la SEDP, asociada al PMGD.
La deducción de las ecuaciones anteriores será presentada en los anexos
correspondientes, pues su deducción requiere un desarrollo matemático con aproximaciones
claras y ordenadas para una comprensión completa.
2.10. Propuestas de Ley que están en el Congreso
El desarrollo energético del país es una necesidad para avanzar en el progreso
económico y social, Chile carece de fuentes de energía convencionales es por ello que se
han propuesto alternativas para fomentar el uso de energías renovables, debido
principalmente a tres factores: al ser renovables tienen un impacto mucho menor con el
medio ambiente por ellos son catalogadas como sustentables, permiten la diversificación de
la matriz energética pues se incorporarían nuevas fuentes tales como geotermia y eólica, y
además contribuyen con la seguridad e independencia energética. Estos tres factores
constituyen el eje principal de las autoridades locales.
Así recalcando los esfuerzos realizados en esta materia al reconocer las fuentes de
energía no convencionales y además al quedar exentas de una porción total o parcial de los
43
excedentes de potencia suministrados al sistema, se allana el camino para nuevas
modificaciones.
Actualmente existe un proyecto de ley (proyecto 4702) que busca establecer
licitaciones de suministro para las distribuidoras separadas según la fuente, esto para
diferenciar en precio a las distintas fuentes lo que haría atractivo el ingreso al sector a
nuevos inversionistas. Sin embargo queda mucho por trabajar pues existen problemas
referidos a quienes pagarán el mayor coste energético que según la ley establece debe ser
traspasado a los clientes regulados sin mencionar a los clientes libres. El mismo proyecto
suprime el texto del inciso quinto que hace referencia al precio a que los medios de
generación no convencionales tienen derecho a vender la energía a una distribuidora, tal
como se mencionaba en la ley 20.018.
Además de los proyectos existe gran discusión en algunas trabas para el surgimiento
de estas fuentes de energía como por ejemplo el limite de 20 [MW] que dejaría fuera los
proyectos grandes eólicos y geotérmicos.
2.11. Resumen regulación
Actualmente todas las modificaciones a la ley general de servicios eléctricos
motivan el uso de energías no convencionales, tales como la biomasa. Es por ello que la
empresa Agrosuper S.A. puede acceder a estos incentivos que harían de un proyecto de
generación de energía eléctrica viable desde el punto de vista económico pues al ser un
proyecto de menos de 20MW obtendría todos los beneficios que la ley otorga tales como la
exención total de peajes y el derecho de vender la energía al sistema. Es por ello que se
plantea estudiar la factibilidad técnica y económica para la empresa según estas nuevas
modificaciones de la ley.
44
3. Digestión Anaeróbica La digestión anaeróbica es básicamente la descomposición natural de materia
orgánica en ausencia de oxigeno. Esta descomposición, producida principalmente por
bacterias, conlleva a una alta concentración de metano en el gas proveniente de la
descomposición.
El proceso químico de transformación de materia orgánica se descompone en tres
etapas, la primera corresponde a la etapa hidrolítica, la segunda a la etapa fermentativa o
acido génica y la tercera y la tercera es la etapa metanogénica.
3.1. Etapas de la digestión anaeróbica
3.1.1. Etapa de hidrólisis
Las bacterias de esta primera etapa toman la materia orgánica virgen con polímeros
orgánicos y otros materiales complejos rompiéndolos enzimáticamente de tal forma que las
estructuras carbonadas se van y transformando en cadenas más cortas y simples.
Seguidamente estos compuestos experimentan un proceso de fermentación, originando
ácidos orgánicos logrando la ruptura de los biopolímeros en monómeros o polímeros
solubles.
Este trabajo es realizado por microorganismos de distinto tipo que son en su gran
mayoría anaerobios facultativos.
3.1.2. Etapa acetogénica
Los compuestos generados en la etapa anterior, comienzan a degradarse elevando la
producción de CO2 e hidrógeno, siendo estos compuestos, los sustratos para la siguiente
etapa.
En esta etapa actúan dos tipos de bacterias que producen acetato y otros ácidos
básicos, estas bacterias son: las bacterias homoacetogénicas y las bacterias acetogénicas
45
3.1.3. Etapa metanogénica
Esta corresponde a la última etapa, cuando prácticamente se ha agotado la presencia
de oxígeno. Las bacterias que intervienen en esta etapa pertenecen al grupo de las
arquebacterias y poseen características únicas que las diferencian de todo el resto de las
bacterias, por lo cual se ha llegado a la conclusión de que pertenecen a uno de los géneros
más primitivos de vida de la superficie terrestre.
Estas arquebacterias pueden dividirse en tipos según el sustrato que pueden
degradar, por ello se tiene el grupo de Hidrogeno tróficos, que producen metano a partir de
hidrogeno y anhídrido carbónico, Aceticlásticos producen metano y anhídrido carbónico a
partir de acetato, y los Metilótrofos que metabolizan compuestos como metilaminas y
metilsulfuros
La transformación final cumplida en esta etapa tiene como principal substrato el
acido acético junto a otros ácidos orgánicos de cadena corta y los productos finales
liberados están constituidos por el metano y el dióxido de carbono.
Con las etapas ya comprendidas podemos ilustrar las fases de la fermentación
anaeróbica mediante las siguientes figuras:
46
Figura 6: Proceso básico de digestión anaeróbica.
Figura 7: Fases y compuestos de la digestión anaeróbica.
Carbohidratos Proteínas
Grasas
Materia
Orgánica
Acético Propiónico
Butírico Fórmico
Biogás
Ácidos Orgánicos
Simples
Metano Dióxido de Carbono
Vapor de Agua Amoniaco
Acido Sulfhídrico
Formación Ácidos
Formación Metano
Bacterias Bacterias
Composición de las etapas
47
3.2. Componentes necesarios para una digestión anaeróbica
Para un adecuado proceso de digestión anaeróbica de componentes orgánicos, como por
ejemplo los purines de los cerdos, es necesario contar con un sistema completo de
recolección, calentamiento, mezclado, monitoreo, y otros necesarios para el manejo
apropiado de la materia prima que será tratada. Se menciona a continuación los
componentes básicos que debe poseer cualquier sistema de digestión anaeróbica y en
particular, para la producción de biogás proveniente de purines animales, tales como
cerdos, bovinos o aves de corral.
Instalaciones de producción animal.
Sistema de canalización de los efluentes.
Sistema de calentamiento y mezclado, necesario para el biodigestor.
Sistema de monitoreo del sistema.
Sistema de canalización y limpieza del biogás.
Sistema de almacenamiento del biogás.
Digestor/Almacenamiento/Uso de los efluentes del biodigestor.
Sistema de utilización para el biogás, tal como sistema de generación de
energía eléctrica.
Edificación para el equipamiento.
3.3. Factores óptimos para la digestión anaeróbica
Para una óptima digestión de los desechos orgánicos, se ha estudiado el
comportamiento del proceso completo, estableciéndose variables de extrema importancia,
que necesariamente necesitan un alto grado de control para lograr que el proceso de
digestión, y por ende producción de biogás, sea óptimo. A continuación se presenta un
resumen con las variables más relevantes y sus rangos de operación para el desarrollo
recomendable del sistema.
48
3.3.1. Temperatura
La temperatura del biodigestor presenta una de las variables de mayor importancia
pues, no controlar adecuadamente estas variables, puede ocasionar la nula producción de
metano y por ende una muy baja descomposición y digestión de los desechos.
Existen dos rangos de operación para los sistemas anaeróbicos los cuales son el
rango Mesofílico y el Termofílico.
Rango Temperatura [ºC]
Mesofílico 35
Termofílico 60 Tabla 8: Rangos óptimos de temperatura para el biodigestor.
Para graficar la importancia del buen control de temperatura se comprueba que cada
6.6 [ºC] que decrezca de los rangos mencionados, la producción de biogás disminuye a la
mitad. Para mantener la temperatura óptima del biodigestor se utiliza normalmente un
intercambiador de calor. En el caso de que la temperatura no sea la adecuada, conllevará a
aumentar el tiempo de retención hidráulico para una buena depuración de la materia
orgánica.
3.3.2. Rango de carga del digestor
Para los efectos siguientes utilizaremos como referencia un digestor semi-continuo,
pues actualmente los purines de los cerdos son llevados al digestor en forma diaria cuando
se produce la descarga de agua en las fosas de acumulación de purines.
De esta manera las variables que modelan está etapa del biodigestor son las
siguientes.
49
Tiempo de retención 15-30 días
Contenido de sólidos en los purines 6-10 %
Rango de diseño del digestor 1.60-4.81 [kg SV/M3/día] Tabla 9: Variables para carga de digestor.
3.3.3. Estabilidad del proceso
El proceso de digestión debe mantenerse en rangos adecuados de pH pues de lo
contrario la digestión puede detenerse, y por ello detenerse a su vez la producción de
metano, esto pues los microorganismos anaerobios necesitan un pH neutro para su normal
desarrollo. La estabilidad del proceso permite oscilaciones reversibles de pH, aunque la
recuperación depende de la duración de la alteración. Los rangos recomendados se
presentan a continuación.
Rango del pH 7-7.5 Tabla 10: Rangos recomendados para el pH.
En el caso de que el pH salga de los rangos expresados será necesario añadir algún
compuesto para estabilizar el pH.
3.3.4. Mezclado del digestor
Este es un factor muy importante en la digestión anaeróbica, pues las bacterias que
actúan en el proceso de digestión no tienen mucha capacidad de movimiento, por lo tanto
solo digieren lo que está frente a su boca. En el caso de que las bacterias no posean el
alimento frente a sus narices, estas perecerán. Es vital proveer el alimento a estas bacterias,
lo cual se logra con un buen mezclado que mantiene el contacto entre las bacterias y la
materia orgánica.
Otro resultado de un buen mezclado es proveer una temperatura uniforme en los
desechos al interior del biodigestor.
Además se previene la formación de costra en la materia y facilita la producción de
biogás.
50
3.3.5. Nutrientes
La materia orgánica que será degradada requiere una razón de Carbono a Nitrógeno
de 15 a 1 hasta 30 a 1, de esta forma se asegura una buena digestión de la materia.
En particular la mayoría de las excretas animales caen en este rango, por lo que no
necesitan ajuste alguno.
3.3.6. Sustancia toxicas Algunas sustancias nocivas para el proceso anaeróbico son el oxigeno, pues las
bacterias actúan en ausencia de este, el amoniaco y dosificaciones anormales de
antibióticos, desinfectantes o limpiadores.
51
3.4. Criterios de diseño del digestor
A continuación se presenta un resumen de diseño para el digestor para distintos tipos de
animales de crianza.
Lecherías Bovinos Cerdos Aves de corral
por cabeza por cabeza por cabeza por cabeza
Peso del animal [kg] 635,03 362,87 61,23 1,81
Excretas & Orina total [m3/día] 0.0473 0.0231 0.0051 0.0001
Contenido de sólidos [%] Antes de disolución 15,00 15,00 10,00 25,00
Contenido de sólidos [%] Después de disolución 8,00 8,00 6,70 8,00
Volumen total después de disolución [m3/día] 0.0889 0.0435 0.0076 0.0004
Producción de sólidos volátiles
[kg SV/día] 5,44 2,13 0,29 0,02
Carga del digestor [kg SV/m3/día] 4,00 4,00 20,02 2,00
Volumen del digestor [m3/cabeza] 1,33 0,54 0,15 0,01
Tiempo de retención [Días] 15,00 12,50 20,00 22,50
Destrucción probable de SV [%] 35,00 45,00 50,00 60,00
Producción de biogás por kg de SV destruidos [m3/kg
SV] 0,69 0,81 0,75 0,81
Producción de biogás por volumen del digestor
[m3/m3/día] 1,00 1,40 0,75 1,00
Tabla 11: Criterios de diseño del digestor. Fuente http://www.bae.ncsu.edu.
52
3.5. Ventajas y desventajas de los digestores anaerobios
Ventajas de un digestor anaerobio
• Debido a la acción de las bacterias metano génicas un porcentaje altísimo de
la materia orgánica es transformado en gas metano, tanto que teóricamente
1 kilogramo de la demanda química de oxigeno (DQO) produce 350 [lt] de
metano a 35 ºC. Este combustible como veremos más adelante posee un alto
poder energético comparable al gas natural.
• El efluente es menos oloroso que el purín.
• Transformación de desechos orgánicos en biogás y fertilizante de alta
calidad.
• Destrucción de hasta 85% de patógenos (huevos de mosca y gusanos),
provenientes del purín, lo que hace que el proceso sea más higiénico que
otros.
• Menor producción de lodos.
• No requiere aireación.
• Menor sensibilidad a cambios en flujos y concentraciones.
• Óptimo funcionamiento con altas cargas orgánicas.
• El proceso anaeróbico elimina gran parte de la materia orgánica,
transformándolo en biogás, así el sólido residual queda bien estabilizado y
puede ser aprovechado realizando una deshidratación previa.
Desventajas de un digestor anaerobio
• Puesta en marcha puede demorar de 1 a 6 meses.
• Sensible a inhibidores tales como O2, H2O2, Cl2, H2S, HCN
• Se producen otros compuestos H2S altamente corrosivo, mercaptanos, ácidos
orgánicos y aldhehídos .
53
4. Potencial de Energía
El presente capitulo tiene por objetivo mostrar la cantidad de energía que puede
extraerse de los purines de los animales mencionados con anterioridad y de este modo
determinar la capacidad que tienen de producir energía eléctrica, mediante distintas
tecnologías.
4.1. Caracterización de los purines
La caracterización de los purines resulta fundamental en la planificación de la
disposición de los purines de los cerdos, pues de acuerdo a esta caracterización se elegirá el
mejor sistema de tratamiento de los desechos. La caracterización se entiende como la
concentración de los compuestos químicos, valores biológicos, físicos y el caudal del purín.
De esta manera los principales parámetros que se necesitan para la elección del sistema de
tratamiento a utilizar son:
Flujo medio total diario
Demanda biológica de oxigeno.
Sólidos volátiles.
Nitrógeno total.
Fósforo
Además según el sistema elegido serán necesarios algunos parámetros adicionales
tales como caudal, tiempo de retención y otros.
La excreta es el conjunto de orina y heces que produce el animal. Las excretas
porcinas se componen básicamente de un 45% de orina y 55% de heces, con un 90% de
humedad siendo el contenido de sólidos secos de aproximadamente 10%, y una densidad
levemente superior a la del agua.
La razón excreta agua de lavado puede variar desde 1:6 a 1:18 dependiendo de
principalmente del recurso hídrico disponible.
El conjunto de excretas producen diariamente 0.25 kg de DBO y 0.75 de DQO por
cada 100 [kg] de peso vivo.
54
El pH varía entre 6 y 8 lo que hace potencialmente viable su tratamiento de sistemas
anaeróbicos.
La producción de excretas puede verse afectada por varios factores tales como:
número y madurez fisiológica del animal, calidad y cantidad de alimento ingerido por el
animal, volumen de agua ingerida por el animal y el clima local.
Ahora bien las estimaciones matemáticas son aceptables para determinar parámetros
de diseño utilizando tablas de composición que entregan valores principales producidos por
una unidad animal en algún determinado estado fisiológico. Algunas de estas tablas se
muestran a continuación:
Etapa animal Peso [kg]
Producción de excretas [lt/día]
Sólidos totales [kg/día]
DBO5 [kg/día]
Sólidos volátiles [kg/día]
Nitrógeno [kg/día]
Fósforo [kg/día]
Potasio [kg/día]
Cría 16 1.00 0.09 0.08 0.08 0.01 0.01 0.01
Recría 29 1.80 0.18 0.14 0.14 0.01 0.01 0.01
Engorda 68 4.30 0.41 0.33 0.33 0.03 0.02 0.02
Gestación 125 4.20 0.37 0.30 0.30 0.03 0.02 0.02
Maternidad con cría 170 15.10 1.36 1.09 1.09 0.10 0.08 0.08
Verrasco 159 5.30 0.45 0.38 0.38 0.04 0.03 0.03 Tabla 12: Caracterización de excretas según estado animal. Fuente:
http://www.purdue.edu/dp/envirosoft/manure/src/main.htm
El presente capitulo tiene por objetivo mostrar la cantidad de energía que puede
extraerse de los purines de los animales mencionados con anterioridad y de este modo
determinar la capacidad que tienen de producir energía eléctrica, mediante distintas
tecnologías.
55
4.2. Potencial energético del biogás
Combustible Poder calorífico Unidad Equivalencia para 1 m3 de
biogás Unidad
Carbón 7,323 [kWh/ton] 0.85 [Kg]
Diesel 10,679 [kWh/m3] 0.58 [Lt]
Gasolina 9,286 [kWh/m3] 0.67 [Lt]
Butano 8,048 [kWh/m3] 0.77 [Lt]
Propano 7,120 [kWh/m3] 0.87 [Lt]
Alcohol Etilico 6,191 [kWh/m3] 1.00 [Lt]
Electricidad 1 [kwh/kWh] 6.21 [kWh]
Gas natural 10 [kWh/m3] 0.60 [m3]
biogás 6 [kWh/m3] 1.00 [m3] Tabla 13: Comparación de energética de combustibles
Se puede observar que el contenido energético del biogás es similar al alcohol y la
mitad del gas natural.
4.3. Potencial de Producción de biogás por sustrato
Ahora bien mediante los datos proporcionados en la tabla 5 podemos determinar la
energía que es capaz de proveer cada especie animal. Así basta multiplicar el volumen de
diseño del digestor por la producción esperada por metro cúbico de este. Cabe destacar en
este punto que la siguiente metodología de cálculo es la utilizada en las investigaciones
realizadas en EEUU. Existen además tablas para una infinidad de materias orgánicas,
concentrándose naturalmente en aquellas especies que se producen en masa, ya sea para la
producción de alimentos o como sustrato bioenergético. Estas tablas quedaran en los
anexos correspondientes. De este modo la producción de biogás es como sigue:
56
Producción de biogás Energía total Energía Neta
[m3/cabeza/día] [kWh/cabeza/día] [kWh/cabeza/día] *
Lecherías 1.33 8.26 5.37
Bovinos 0.76 4.72 3.07
Cerdos 0.11 0.70 0.45
Aves de corral 0.01 0.05 0.03 Tabla 14: Producción de biogás por especie y energía contenida
* La energía neta se determino como el 65% de la energía total debido a que según la
bibliografía encontrada es necesario del orden de 35% del biogás generado para mantener
la temperatura del biodigestor en los rangos óptimos de operación para la producción de
biogás.
4.4. Tecnologías de generación eléctrica en base al biogás
Para la generación de energía eléctrica existen variadas tecnologías que pueden ser
utilizadas, entre ellas podemos contar con los motores de combustión interna, las turbinas a
vapor, turbinas a gas, microturbinas, ciclo combinado y celdas de combustible.
En cuanto a desarrollo de cada una de estas tecnologías se puede establecer que
todas excepto las celdas de combustible y las microturbinas son tecnologías desarrolladas y
conocidas. Las celdas de combustible y las microturbinas son tecnologías que están en
pleno desarrollo y se espera que en el futuro cercano representen realmente una alternativa
para estos tipos de sistemas, pues hoy los órdenes de inversión son muy superiores a las
otras tecnologías mencionadas [11].
La elección de la tecnología adecuada se realiza en base a criterios técnicos y
económicos por criterios económicos se han descartado las microturbinas y las celdas de
combustible, ahora bien las turbinas a gas los ciclos combinados y las turbinas a vapor se
presentan en tamaños desde los 3 [MW], como puede verse en la tabla 15 la potencia
máxima a conectar en el fundo la estrella de agrosuper es de 1,3[MW] aproximadamente.
Además los flujos requeridos por estas tecnologías son superiores a lo disponible [11].
57
Por ello se determina que la mejor opción es los motores a combustión interna
cuyos costos de operación e inversión son relativamente bajos frente a las otras tecnologías
y además técnicamente se adapta a las necesidades del biodigestor.
La tabla siguiente muestra algunos modelos de tecnologías disponibles y sus
eficiencias. (MT refiere a microturbina).
Tecnología Heat rate [BTU/kWh] Eficiencia Eléctrica [%]
Motor de combustión interna 10,400 33+
Turbina a gas 12,200 28
MT T100 12,355 30
MT 70L 13,550 29
MT 250 13,080 30
MT STM 11,375 30
MT C30 13,100 27
Celda de combustible 9,400 36 to 50
GE Jenbacher 39 Tabla 15: Heat rate y eficiencias para algunas tecnologías que utilizan biogás como combustible
58
4.5. Digestor en el Fundo la Estrella El digestor en el fundo la estrella corresponde a una laguna anaeróbica con una
capacidad aproximada de 37.000 m3 recibiendo la producción de purines de alrededor de
140.000 cerdos.
Tal como se menciona anteriormente, la laguna anaeróbica presenta la mejor
solución ambiental para la empresa debido principalmente a su alta capacidad de remoción
de DBO, teniendo en cuenta que según la caracterización de los purines de los cerdos, estos
presentan una DBO del orden de 10.000 mg·lt-1.
El sistema total de tratamiento en el fundo la estrella consiste en un estanque de
homogenización, biodigestor y laguna aeróbica. El conjunto de estos sistemas afecta
positivamente logrando un menor impacto ambiental de los efluentes, pues en el proceso en
serie se van degradando los organismos patógenos que se presentan, además de lograr una
mejora ambiental sustentable en el biodigestor debido a la captura del material orgánico
transformado en CH4 que posteriormente es quemado.
En el biodigestor se generan cerca de 15 mil m3 de biogás diarios con un 65% de
metano, que permite la operación de una caldera utilizada para calentar agua y así mantener
la temperatura del biodigestor en 35ºC, temperatura ideal para el funcionamiento del
sistema y de las bacterias metanogénicas, necesarias para la producción de metano y
naturalmente el ciclo de transferencia calórica hacia el biodigestor.
El sistema se presenta como una alternativa a la generación de electricidad pues
mediante los otros sistemas no es posible encapsular y guiar el metano producido, el cual
además se produce menores cantidades principalmente por ser sistemas aeróbicos. De este
modo el sistema es el óptimo para la obtención de metano, combustible primario necesario
para la generación de energía eléctrica.
A continuación mostramos un esquema del sistema de tratamiento de los purines de
los cerdos en los planteles del Fundo la Estrella y una fotografía de un digestor real de la
misma empresa ubicado en otro plantel de producción
59
Figura 8: Esquema de sistema de tratamiento de purines en el Fundo la Estrella.
Figura 9: Fotografía biodigestor anaeróbico con cubierta de HDPE. Fuente [14]
Se puede apreciar el biodigestor enterrado cuya forma por diseño es de paredes
angulares parecida a una pirámide invertida con fondo plano. En este los purines llegan
provenientes de la laguna de homogenización y quedan por un periodo de alrededor 30
días, el efluente es llevado a una etapa posterior de lagunas aeróbicas donde termina el
tratamiento, luego es manejado según el sistema de riego elegido por la empresa.
Biogás
Homogenizador
60
4.6. Potencial de Producción de energía eléctrica en Fundo La Estrella
Mediante las tablas anteriores se puede determinar teóricamente cuanta energía y
potencia, tanto térmica como eléctrica, se podrá conectar en cualquier industria de
producción animal con las especies mencionadas y además identificaremos la potencia que
es necesario instalar en el fundo la estrella perteneciente a la empresa Agrosuper S.A.
Energía eléctrica neta [kWh/cabeza/año]
Potencia a conectar en fundo la estrella [kW]
Cerdos 64.64 1271 Tabla 16: Potencial de energía y potencia necesaria en el fundo la estrella
*Para determinar la energía eléctrica neta que produce cada cabeza animal de cada especie
se utilizo una eficiencia eléctrica correspondiente a un generador tipo GE Jenbacher de
combustión interna de 39%.
** Para la determinación de la potencia necesaria en el fundo la estrella se utilizo un valor
real obtenido en una de las visitas el cual da cuenta de una población estable de cerdos de
137.600.
Además para la determinación de la potencia eléctrica necesaria se utilizo un valor
de horas de operación de 7000 [h].
Ahora bien podemos corroborar estos datos de producción de biogás con datos
reales de producción de biogás obtenidos en el mes de octubre del año 2005, para ellos
utilizaremos algunas tecnologías cuyas eficiencias se detallan en la tabla 15.
61
Con las eficiencias de las tecnologías y los datos reales de producción de biogás
obtenido en el fundo la estrella podemos afirmar lo siguiente:
Biogás total [m3/día]
Biogás expulsado
[m3/h]
Potencia Motor de
combustión interna [kW]
Potencia Turbina
a gas [kW]
Potencia Micro
turbina [kW]
Potencia GE
Jenbacher Engines full [kW]
Potencia GE
Jenbacher Engines
7000h [kW]
Min. 10722 290 744 632 677 703 880 Max. 19081 517 1325 1124 1204 1251 1565 Prom. 15478 419 1074 912 977 1015 1270 Desvest 2629 71 182 155 166 172 216
Tabla 17: Tabla resumen de potencia necesaria en fundo la estrella para diferentes tecnologías. *Biogás expulsado es aquel que es quemado en la chimenea y correspondería al 65% del
total del biogás.
62
5. Evaluación Económica, aplicación empresa Agrosuper fundo la estrella
En este capitulo se realizó la evaluación económica de la generación de energía
eléctrica a partir del biogás del Fundo la Estrella y su venta al SIC..
Los precios de mercado de la energía y potencia utilizados son:
a) Proyecciones de precios que para el Sistema Interconectado Central realiza la
Comisión Nacional de Energía.
b) Promedios de las fijaciones que realiza la CNE con respecto a los precios
nudo.
c) Información de agentes de mercado que han realizado algunas simulaciones
en el software OSE2000 con los datos provenientes de la Comisión,
específicamente los relacionados con puesta en marcha de nuevas centrales
llegando a algunas conclusiones sobre los precios de energía y potencia de largo
plazo.
Con toda la información anteriormente descrita se trabajara con tres escenarios
distintos de precios teniendo un escenario base, el escenario optimista y el pesimista, de tal
modo de abarcar un rango de precios aceptable.
Otro punto importante es que el análisis económico se realizara sobre un tipo de
motor-generador específico, y este es un motor de combustión interna. Lo anterior se
sustenta en toda la información estudiada sobre los costos de inversión y operación de otros
tipos de sistemas tales como micro turbinas o celdas de combustible, los cuales son muy
superiores a los costos del sistema nombrado previamente. Dado lo anterior se tomo la
decisión de maximizar los esfuerzos en encontrar la mejor solución con el sistema que
63
mejor se adapte, tanto técnicamente como económicamente y de este modo no caer en la
tentación de elegir un sistema no acorde a decisiones netamente de mercado.
I) Supuestos caso base:
DATOS
Imprevistos sobre la inversión 5%
Tasa impuesto primera categoría 17%
Tasa de descuento 10%
Tipo de cambio Peso/Dólar 528.70
Precio Nudo Energía Rancagua(US$/MWh) periodo 2007-2010 47.37
Precio Nudo Energía Rancagua(US$/MWh) periodo 2010-2026 45.00
Precio Nudo Potencia Rancagua(US$/kW/mes) 7.67 Tabla 18: Datos principales para la evaluación del proyecto
De la tabla anterior se puede apreciar que existen dos valores de precio de nudo de
la energía para distintos periodos, esto pues se considero necesario mostrar la diferencia de
precios en el corto plazo y largo plazo. La diferencia se produce básicamente por los
recortes de gas desde Argentina lo que haría mantener precios relativamente altos durante
los periodos 2007-2010 como ya se mencionaba producto de la conversión de las plantas
generadoras con Gas Natural a diesel hasta la entrada en operación de la planta de
regasificación de Gas licuado de Petróleo, proyectada por las autoridades pertinentes. Sin
embargo la entrada en operación de estas centrales ayudaría, según estudios de expertos,
solo a mantener un nivel de seguridad lo suficientemente aceptable pues desde el punto de
vista de los precios estos seguirán en una línea al alza motivados por el precio al cual
llegaría el GLP, lo que haría que la generación se realice en función de plantas de carbón,
más caras que el gas natural pero más baratas que el diesel y el GLP según las estimaciones
previas de los costos variables de operación.
De este modo el precio de la energía en el periodo 2007-2010 se fijo como el
promedio de las ultimas 3 fijaciones de precios, esto pues las fijaciones anteriores no tenían
considerado el efecto Gas desde Argentina y por lo tanto el precio de la energía era del
orden de los 30 [mills/kWh], muy lejos de los aproximadamente 60 [mills/kWh] de hoy en
día. Por ello conservadoramente se eligió el promedio de las fijaciones con el supuesto de
64
que al menos los precios se mantendrán hasta ese periodo de tiempo luego del cual deberían
estabilizarse en valores menores debido a la entrada en operación de varios miles de [kW]
hacia fines de 2009 y 2010 según el programa de obras de la CNE.
El segundo precio elegido se tomo por conversaciones con agentes de la industria
expertos en estos temas. Al parecer los precios de la energía de largo plazo entregados por
las simulaciones con el software correspondiente, como por ejemplo OSE2000 bordearían
los 45 [US$/MWh].
Ahora bien se sabe que la oferta en generación y más precisamente en potencia está
en una curva con un crecimiento menor por la paralización de proyectos que se sufrió hace
un par de años, esto menoscabaría negativamente en los precios de la potencia de punta
desde el punto de vista del usuario final, pues al haber menor oferta por este servicio los
precios deberían ascender hasta que el mercado se autorregule con la puesta en marcha de
nuevas centrales de generación. Cabe mencionar además que la nueva propuesta de la CNE
le da énfasis en la disponibilidad del recurso primario para la generación de energía
eléctrica, en el cálculo de la potencia firme.
Por ello nuevamente por los factores mencionados se vislumbra un aumento de
precios en la potencia de punta, aunque en este estudio se mantiene como precio la actual
fijación de abril del 2006 para la potencia de punta.
II) Supuestos caso optimista:
DATOS
Imprevistos sobre la inversión 5%
Tasa impuesto primera categoría 17%
Tasa de descuento 10%
Tipo de cambio Peso/Dólar 528.70
Precio Nudo Energía Rancagua(US$/MWh) periodo 2007-2010 60.00
Precio Nudo Energía Rancagua(US$/MWh) periodo 2010-2026 45.00
Precio Nudo Potencia Rancagua(US$/kW/mes) 7.67
65
En este caso modificaremos el precio de corto plazo, pues según estudios de
expertos el precio al cual se transaría la energía en los años posteriores antes de la entrada
en operación de nuevas centrales de generación bordearía los 60 [US$/MWh]. El precio de
largo plazo se mantendrá en 45 [US$/MWh] pues no hay razones para pensar en estos
momentos que el plan de obras de la CNE se retrase, influyendo de este modo en los
precios de largo plazo.
III) Supuestos caso pesimista:
DATOS
Imprevistos sobre la inversión 5%
Tasa impuesto primera categoría 17%
Tasa de descuento 10%
Tipo de cambio Peso/Dólar 528.70
Precio Nudo Energía Rancagua(US$/MWh) periodo 2007-2010 45.00
Precio Nudo Energía Rancagua(US$/MWh) periodo 2010-2026 40.00
Precio Nudo Potencia Rancagua(US$/kW/mes) 7.67
En este caso supondremos que el precio promedio para el primer periodo queda fijo
en 45 [US$/MWh], un precio un poco menor que el promedio de las últimas fijaciones a las
cuales se hizo alusión. De manera pesimista también se reducirá el precio de largo plazo y
se fijará por debajo de la primera fijación que reflejo el efecto gas, esto pues podría
eventualmente Argentina vender a Chile gas proveniente de Bolivia en el largo plazo.
66
5.1. Inversión y otros
US$ Motor-Generador GE Jenbacher 1,100,000 Transformador 36,576 Equipos de protección 10,000 Total inversión capital 1,146,576 Declaración impacto ambiental 10,000 Estudios de Ingeniería 40,000 Transporte y montaje 110,000 Total inversión no capital 160,000 Inversión 1,306,576
Tabla 19: Inversión desagregada por ítem.
DATOS GENERADOR Y OTROS Potencia instalada (kW) 1270 Factor de planta (%) 80% Potencia firme (%) 50% Precio Bono de Carbono [US$/ton CO2] 10
Tabla 20: Datos del generador a instalar y otros.
Los datos anteriores obedecen a los resultados de los cálculos realizados según la
metodología propuesta para el cálculo de cantidad de biogás en el fundo la estrella de
Agrosuper, datos que fueron corroborados con datos de operación reales obtenidos en la
empresa y cuyo cruce fue satisfactorio. En cuanto al factor de planta, este es el
recomendado para motores de combustión interna según la USEPA, la potencia firme que
se utilizara será un valor intermedio entre generadores eólicos (30%) y plantas térmicas
actuales (60%). Que bien se puede ajustar como una central de pasada (50%), esto según
estudios de la Universidad de Chile.
67
5.2. Resultados
Escenario Base 20 años Año 2006 2016 2026 Período 0 10 20 Ingresos Operacionales 378,069 378,069Costos Operacionales -82,525 -82,525 Depreciación -57,329 -57,329 Utilidad antes de impuesto 155,690 155,690 Arrastre de pérdida 0 0 Base imponible 155,690 155,690 Impuestos (17%) -29,329 -29,329 Utilidad neta 155,690 155,690 Depreciación 57,329 57,329Valor de desecho 0 0Inversión -1,306,576 0 0Imprevistos sobre la inversión -65,329 0 0Flujo de caja -1,371,905 213,019 213,019VP Flujo de caja -1,371,905 82,128 31,664
Tabla 21: Tabla de cálculo de los índices de evaluación de proyecto, caso base. Los resultados completos con las tablas durante este y los otros escenarios se
muestran en los anexos correspondientes, pues por su extensión solo serán mostrados los
resultados en esta sección.
De acuerdo a la tabla anterior descrita se determino el valor actual neto de la
inversión, la tasa interna de retorno y el periodo de recuperación de capital para el periodo
base descrito y con las suposiciones antes descritas.
Se muestran a continuación los resultados obtenidos.
TIR = 12,6% VAN = 251.061 Caso Base de 20 años PRC = 14
Tabla 22: Resultados Caso Base. TIR = 15.0%
Caso Optimista de 20 años VAN = 436,226 PRC = 11
Tabla 23: Resultados Caso optimista
68
TIR = 10.4% Caso Pesimista de 20 años VAN = 38,669
PRC = 19 Tabla 24: Resultados Caso Pesimista.
5.3. Análisis de sensibilidad
5.3.1. Sensibilidad de tasa de descuento A continuación se mostrará el análisis de sensibilidad a la tasa de descuento.
Caso base
TIR = 12,6% VAN = 147.811
Caso Base de 20 años + tasa de descuento de 11%
PRC = 15 Tabla 25: Caso Base, sensibilidad tasa de descuento 11%.
TIR = 12,6% VAN = 366.408
Caso Base de 20 años + tasa de descuento de 9%
PRC = 13 Tabla 26: Caso Base, sensibilidad tasa de descuento 9%.
Naturalmente, por construcción al variar la tasa de descuento de un proyecto variará
el VAN obtenido y el periodo de recuperación del capital. En este caso vemos que
variaciones de 10% afectan notablemente al VAN y el PRC sin embargo el proyecto sigue
siendo rentable.
La rentabilidad máxima exigida a este proyecto en el caso base es de 12,6%, sobre
este el VAN retorna valores negativos con un periodo de recuperación del capital mayor a
20 años, por ende no se justificaría el proyecto con una tasa de descuento mayor.
69
Caso optimista
TIR = 15,0% VAN = 329.764
Caso Optimista de 20 años + tasa de descuento de 11%
PRC = 11 Tabla 27: Caso Optimista, sensibilidad tasa de descuento 11%.
TIR = 15,0% VAN = 554.881
Caso Optimista de 20 años + tasa de descuento de 9%
PRC = 10 Tabla 28: Caso Optimista, sensibilidad tasa de descuento 9%.
En estos dos casos el proyecto es absolutamente rentable y posee periodos de
recuperación bastante bajos por lo que sería interesante invertir en esta alternativa,
pensando que el caso optimista no es un supuesto muy alejado de la realidad. De hecho,
vale recordar, que los valores del precio de la energía utilizados en este caso son
estimaciones reales de agentes de mercado y expertos en el tema.
Caso pesimista
TIR = 10,4% VAN = -49.031
Caso Pesimista de 20 años + tasa de descuento de 11%
PRC = > 20 años Tabla 29: Caso Pesimista, sensibilidad tasa de descuento 11%.
TIR = 10,4% VAN = 136.578
Caso Pesimista de 20 años + tasa de descuento de 9%
PRC = 16 Tabla 30: Caso Pesimista, sensibilidad tasa de descuento 9%.
Se observa en este caso de sensibilidad que el proyecto no es rentable cuando se le
exige una tasa mayor. Esto es lógico pues en el caso pesimista la TIR es tan solo de 10,4%,
lo cual es una rentabilidad baja considerando que existen alternativas de inversión con poco
riesgo que retornan 10%.
Sería una alternativa de inversión sólo en el caso de que se minimicen los riesgos
inherentes al negocio.
70
5.3.2. Sensibilidad de inversión Caso base
TIR = 11,1%
VAN = 113.870 Caso Base de 20 años
+ 1.1*inversión PRC = 17
Tabla 31: Caso Base, sensibilidad inversión 1,1 veces.
TIR = 14,5% VAN = 388.251
Caso Base de 20 años + 0.9*inversión
PRC = 11 Tabla 32: Caso Base, sensibilidad inversión 0,9 veces.
Al modificar el valor de la inversión, se esta modificando todos los índices de
evaluación. Es importante notar que si se ajusta adecuadamente la inversión, sin holguras,
la rentabilidad crece en forma importante además de disminuir el periodo de recuperación
del capital. Esto se puede ver en el caso de que la inversión sea sólo el 90% del caso base,
se observa un aumento de la TIR, aumento del VAN y disminución del PRC.
Se observa un PRC bajo con rentabilidades interesantes, el proyecto es rentable en
ambos casos y se justifica la inversión.
Se determino además que la holgura en la inversión es de aproximadamente 18%.
Caso Optimista
TIR = 13,1%
VAN = 299.035 Caso Optimista de 20 años
+ 1.1*inversión PRC = 13
Tabla 33: Caso Optimista, sensibilidad inversión 1,1 veces.
TIR = 17,2% VAN = 573.416
Caso Optimista de 20 años + 0.9*inversión
PRC = 9 Tabla 34: Caso Optimista, sensibilidad inversión 0,9 veces.
71
Como se mencionaba anteriormente el caso optimista no está tan alejado de la
realidad, y si a esto sumamos una estimación de la inversión ajustada el proyecto será más
rentable y más atractivo será el negocio.
Se determino además que la holgura en la inversión es de aproximadamente 31%.
Caso Pesimista
TIR = 9,0%
VAN = -98.521 Caso Pesimista de 20 años
+ 1.1*inversión PRC = > 20 años
Tabla 35: Caso Pesimista, sensibilidad inversión 1,1 veces.
TIR = 12,1% VAN = 175.860
Caso Pesimista de 20 años + 0.9*inversión
PRC = 15 Tabla 36: Caso Pesimista, sensibilidad inversión 0,9 veces.
En el primero de los casos se observa que la TIR cae a 9% es por ello que el VAN
es negativo, en este caso no se justificaría el proyecto pues la rentabilidad entregada no es
suficiente con lo que se le exige.
En cambio en el segundo caso el proyecto continúa siendo rentable y se justifica el
proyecto.
72
5.3.3. Sensibilidad de precios de energía Caso base
TIR = 15,0%
VAN = 480.390 Caso Base de 20 años + 1.1*Precio_energía
PRC = 11 Tabla 37: Caso Base, sensibilidad precio 1,1 veces.
TIR = 10,2% VAN = 21.732
Caso Base de 20 años + 0.9*Precio_energía
PRC = 20 Tabla 38: Caso Base, sensibilidad precio 0,9 veces.
Los precios de la energía son una variable fundamental en el desarrollo de este u
otros proyectos de esta naturaleza, por ello variaciones positivas darán como resultado un
proyecto mucho más rentable en caso contrario puede que el proyecto no se justifique.
Por ejemplo vemos que en el caso de que la energía caiga al 90% del valor supuesto
en el caso base el PRC retorna un valor de 20, que es el periodo de estudio, por lo tanto el
proyecto queda muy ajustado en el caso de que los precios caigan sobre la base de
referencia.
Caso Optimista
TIR = 17,7% VAN = 684.071
Caso Optimista de 20 años + 1.1*Precio_energía
PRC = 8 Tabla 39: Caso Optimista, sensibilidad precio 1,1 veces.
TIR = 12,2% VAN = 188.380
Caso Optimista de 20 años + 0.9*Precio_energía
PRC = 14 Tabla 40: Caso Optimista, sensibilidad precio 0,9 veces.
En el caso optimista el proyecto sigue siendo rentable para las variaciones de precio
supuestas.
73
Caso Pesimista
TIR = 12,7% VAN = 246.759
Caso Pesimista de 20 años + 1.1*Precio_energía
PRC = 14 Tabla 41: Caso Pesimista, sensibilidad precio 1,1 veces.
TIR = 8,1% VAN = -169.421
Caso Pesimista de 20 años + 0.9*Precio_energía
PRC = > 20 años Tabla 42: Caso Pesimista, sensibilidad precio 0,9 veces.
Vemos por ejemplo el caso pesimista con un precio 10% debajo del precio supuesto,
en tal caso el proyecto deja de ser rentable y entrega un valor de TIR bajo que no es
interesante desde el punto de vista económico.
Se observa de un análisis más minucioso que el precio en el caso pesimista no puede
bajar más de un 1%, sobre eso el proyecto no es rentable. Esto nos muestra que el caso
pesimista está muy ajustado a la factibilidad económica, es decir es prácticamente el limite
entre un proyecto aceptado y uno rechazado económicamente.
En resumen se puede ver que el proyecto es rentable en la mayoría de los casos, sólo
deja de serlo cuando se analiza el caso pesimista y se realiza el análisis de sensibilidad, con
las variaciones dadas
74
6. Conclusiones
El actual modelo de mercado eléctrico Chileno fomenta la competencia en
generación de manera lograr un beneficio neto a los consumidores intentando minimizar los
costos de producción de la energía eléctrica. De este modo el modelo marginalista de costos
plantea una administración centralizada donde, conociendo los costos de operación de las
grandes centrales eléctricas de generación se determina el óptimo económico respetando las
restricciones inherentes a un sistema interconectado.
Este escenario de competencia es desfavorable eso si para pequeños medios de
generación debido principalmente a que por un lado las inversiones son más altas por kW, y
además también las inversiones para conectar estos equipos a las redes de alta y media
tensión son importantes..
Debido al creciente aumento de los precios de la energía se han buscado nuevas
fuentes y nuevos proyectos de manera de tratar de mantener un escenario de precios
estable. En este escenario ha resurgido la idea de aprovechar pequeñas fuentes de energía
como caudales pequeños, residuos sólidos, líquidos y otros.
El país ha entendido, aunque lentamente, que pequeñas centrales pueden ser
conectadas directamente a las redes de distribución abasteciendo directamente a los
usuarios finales. El efecto por si sólo no se justifica pero un gran numero de centrales
conectadas a las redes de distribución podrían llegar a abastecer fácilmente el 10% de la
demanda diaria de energía, lo cual es muy importante debido al escenario de altas
probabilidades de falla como se mencionaba anteriormente.
Por ello se ha logrado fomentar la conexión de este tipo de centrales tanto a las
redes de distribución como a las redes de transmisión otorgándoles en un primer plano el
reconocimiento y por otros derechos para lograr finiquitar transacciones de energía. Estos
pequeños avances se ven de buena manera y apuntan en la dirección correcta aunque aún,
por un tema de precios centrales que podrían estar operando no lo están.
Los nuevos proyectos de ley que están en estudio realizan un nuevo y fundamental
cambio a las ultimas modificaciones a la ley eléctrica en estos temas y a nuestro parecer es
de vital importancia en la proliferación de pequeños medios de generación a los sistemas
interconectados. Estos proyectos pretenden modificar uno de los mercados posibles para la
75
venta de energía de estos medios de generación y el cual es la venta a las distribuidoras que
hoy es un derecho, sin embargo aún no se hace uso de ese derecho por un motivo de precio
establecido en la ley que no hace interesante vender energía a las distribuidoras. Por ello
esta alternativa de negocio fue descartada en el desarrollo de esta tesis. La modificación
crearía una licitación paralela para estos medios de generación, por ende, se obtendría un
precio mayor en dichas licitaciones. Si esto resulta ser cierto entonces se está a un paso
fundamental para que los pequeños medios de generación florezcan, pues se abriría un
mercado con bajo nivel de riesgo y acceso a financiamiento..
Agrosuper, interesada en un manejo eficiente de los desechos generados por los
planteles de cerdos que posee, implementó hace un par de años sistemas de tratamiento
anaeróbico que permiten capturar el metano que se produce por descomposición.
La solución implementada por la empresa es óptima desde el punto de vista
ambiental y además se presenta como una alternativa en la producción de energía que bien
puede ser utilizada por la empresa o vendida.
Los resultados mostraron que el proyecto base tiene un VAN de US$ 251.061, una TIR de
12.6% y un periodo de retorno de capital de 14 años. Esto hace del proyecto absolutamente
rentable teniendo en consideración que la rentabilidad que se le exigió al proyecto fue de
10%. Si ha esto sumamos que la inversión podría eventualmente ser más ajustada estamos
frente a un proyecto que muestra buenos índices de inversión con altas posibilidades de
mejorarlos.
De los resultados del análisis de sensibilidad se puede concluir que el proyecto sólo
presenta dificultades en la rentabilidad y los retornos para el caso pesimista en los tres
análisis de sensibilidad realizados. Dado esto, se puede decir que el proyecto es factible en
un alto grado, pues para que el proyecto caiga en la infactibilidad económica deben suceder
una serie de hechos entre los cuales figura que suceda el escenario pesimista y además se le
exija al proyecto una rentabilidad mayor o que la inversión necesaria sea mayor que la
estimada o que los precios de la energía bajen aún más que el escenario pesimista.
De este modo es poco probable que se produzca una situación en que el proyecto no
sea factible económicamente. Se recomienda concretar el proyecto aprovechando las
condiciones que se producirán en los precios de la energía en el mediano y largo plazo.
76
7. Bibliografía
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en: http://unfccc.int
[2] Balsam J. 2002. “Anaerobic digestión of animal wastes”. Farm energy
technical note
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aprovechamiento de purines de origen bovino”
[4] Marquez C. “Estudio de lodos provenientes de pisciculturas mediante un
sistema de digestión anaerobio”
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[6] Ley Corta I Num. 19.940. Disponible en: http://www.bcn.cl
[7] Ley Corta II Num. 20.018. Disponible en: http://www.bcn.cl
[8] Ley General de Servicios Eléctricos. DFL-1. Disponible en :
http://www.bcn.cl
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pequeños medios de generación. DS-244. Disponible en:
http://www.cne.cl
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Ricardo Hinostroza, Cristian Muñoz. Disponible en:
http://www.cepchile.cl
[11] Caracterización técnico-económica de proyectos de generación
distribuida en sistemas interconectados: aplicación al caso de la industria
de residuos. Maria Mercedes Valenzuela tesis U. de Chile
[12] Crisis energética en Chile: rol y futuro de las energías renovables no
convencionales. M. Paz Aedo, Sara Larraín.
[13] Avances en energías renovables y medio ambiente .ASADES.
[14] Energías renovables y eficiencia energética en América Latina y el
Caribe : restricciones y perspectivas .Hugo Altomonte, Manlio Coviello.
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[16] Instituto de investigaciones agropecuarias. Disponible en:
http://www.inia.cl
77
[17] Servicio agrícola y ganadero. Disponible en: http://www.sag.cl
[18] Instituto de desarrollo agropecuario. Disponible en: http://www.indap.cl
[19] Instituto nacional de estadísticas. Disponible en: http://www.ine.cl
[20] Sistema de evaluación de impacto ambiental. Disponible en:
http://www.seia.cl
[21] Información de tecnologías limpias para la industria, Ecoamerica.
Disponible en : http://www.ecoamerica.cl
[22] Intergovernmental Panel on Climate Change. Disponible en:
http://www.ipcc.ch
[23] Institute for energy and environment. Disponible en: http://www.ie-
leipzig.de.
[24] Distributed Energy Resources. Disponible en: http://www.disgen.com
[25] Electric Power Reserch Institute. Disponible en: http://www.epri.com
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http://www.epa.gov
[27] Nacional Renewable Energy Laboratory. Disponible en:
http://www.nrel.gov
[28] Energy Information Administration. Disponible en:
http://www.eia.doe.gov
[29] Apropiate Technology Transfer for rural areas. Dsiponible en:
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[30] Methane generation from livestock wastes. Diponible en:
http://www.ext.colostate.edu/pubs/farmmgt/05002.html
[31] Carbon Dioxide Information Analisis Center. Disponible en:
http://cdiac.ornl.gov.
[32] Energy Efficiency and Renewable Energy. Disponible en:
http://www.eere.energy.gov.
[33] Department of Biological and Agricultural Engineering. Disponible en:
http://www.bae.ncsu.edu. ******
[34] Internacional Emissions Trading Association. Disponible en:
http://www.ieta.org
78
[35] Pointcarbon. Disponible en: http://www.pointcarbon.com
[36] Agroenergía: un desafío para Chile. E. Acevedo.
[37] http://www.thepigsite.com
79
Anexo A
Datos de generación de biogás en el fundo la estrella, empresa Agrosuper S.A. Octubre 2005
Biogás total
[m3/día]
Biogás expulsado [m3/día]
Biogás expulsado
[m3/h]
Potencia Motor de
combustión interna
Potencia Turbina a gas [kW]
Potencia Microturbina
[kW]
Potencia GE
Jenbacher Engines
Potencia GE
Jenbacher Engines
Energía eléctrica
producida [kWh/año]
13987 9092 379 971 824 883 917 1147 6418542
15689 10198 425 1089 924 990 1028 1287 7199251
11888 7727 322 825 700 750 779 975 5455041
11379 7396 308 790 670 718 746 934 5221729
10722 6970 290 744 632 677 703 880 4920404
14274 9278 387 991 841 901 936 1171 6549953
10976 7134 297 762 646 693 720 900 5036716
14918 9697 404 1036 879 941 978 1224 6845560
13556 8811 367 941 798 855 889 1112 6220470
12955 8421 351 899 763 818 849 1063 5944822
12780 8307 346 887 753 807 838 1048 5864738
11946 7765 324 829 704 754 783 980 5482056
14036 9124 380 974 827 886 920 1152 6441087
16957 11022 459 1177 999 1070 1112 1391 7781214
17973 11682 487 1248 1059 1134 1178 1474 8247553
16127 10482 437 1119 950 1018 1057 1323 7400299
13752 8939 372 955 810 868 901 1128 6310442
17332 11266 469 1203 1021 1094 1136 1422 7953336
80
15039 9775 407 1044 886 949 986 1234 6901150
18977 12335 514 1317 1118 1198 1244 1557 8708109
17830 11590 483 1238 1050 1125 1169 1463 8181958
17812 11578 482 1236 1049 1124 1168 1461 8173758
17114 11124 464 1188 1008 1080 1122 1404 7853579
16776 10905 454 1165 988 1059 1100 1376 7698414
17411 11317 472 1209 1025 1099 1141 1428 7989720
18563 12066 503 1289 1093 1171 1217 1523 8518458
18763 12196 508 1302 1105 1184 1230 1539 8610171
19081 12403 517 1325 1124 1204 1251 1565 8756110
18325 11912 496 1272 1079 1156 1201 1503 8409293
17409 11316 471 1208 1025 1099 1141 1428 7988667Tabla 43: Producción biogás fundo la estrella. Octubre 2005, datos obtenidos en terreno
81
Producción de biogás en biodigestor fundo la estrella empresa Agrosuper Octubre 2005
9092
10198
77277396
6970
9278
7134
9697
881184218307
7765
9124
11022
11682
10482
8939
11266
9775
12335
11590115781112410905
11317
1206612196124031191211316
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Día
Bio
gás
[m3]
Biogás 9092 10198 7727 7396 6970 9278 7134 9697 8811 8421 8307 7765 9124 11022 11682 10482 8939 11266 9775 12335 11590 11578 11124 10905 11317 12066 12196 12403 11912 11316
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Gráfico 4: Producción biogás fundo la estrella. Octubre 2005, datos obtenidos en terreno
82
Anexo B
Variables necesarias para el correcto diseño de un digestor.
Rango Temperatura [ºC]
Mesofílico 35
Termofílico 60 Tabla 44: Rangos óptimos de temperatura para el biodigestor.
Tiempo de retención 15-30 días
Contenido de sólidos en los purines 6-10 %
Rango de diseño del digestor 1.60-4.81 [kg SV/M3/día] Tabla 45: Variables para carga de digestor.
Rango del pH 7-7.5
Tabla 46: Rangos recomendados para el pH.
Lecherías Bovinos Cerdos Aves de corral
por cabeza por cabeza por cabeza por cabeza
Peso del animal [kg] 635,03 362,87 61,23 1,81
Excretas & Orina total [m3/día] 0.0473 0.0231 0.0051 0.0001
Contenido de sólidos [%] Antes de disolución 15,00 15,00 10,00 25,00
Contenido de sólidos [%] Después de disolución 8,00 8,00 6,70 8,00
Volumen total después de disolución [m3/día] 0.0889 0.0435 0.0076 0.0004
Producción de sólidos volátiles 5,44 2,13 0,29 0,02
83
[kg SV/día]
Carga del digestor [kg SV/m3/día] 4,00 4,00 20,02 2,00
Volumen del digestor [m3/cabeza] 1,33 0,54 0,15 0,01
Tiempo de retención [Días] 15,00 12,50 20,00 22,50
Destrucción probable de SV [%] 35,00 45,00 50,00 60,00
Producción de biogás por kg de SV destruidos [m3/kg
SV] 0,69 0,81 0,75 0,81
Producción de biogás por volumen del digestor
[m3/m3/día] 1,00 1,40 0,75 1,00
Tabla 47: Criterios de diseño del digestor. Fuente http://www.bae.ncsu.edu.
84
Anexo C
Datos históricos de precios reales de nudo sistemas eléctricos Chilenos y estadísticas.
FIJACION
ENERGIA (Nudo Alto
Jahuel) POTENCIA (Nudo Maitencillo)
PRECIO MEDIO
(Alto Jahuel)
SIC (Mills/KWh) ($/KWh) VAR $
(%) (US$/KW/mes) ($/KW/mes) VAR $ (%) (Mills/KWh)
VAR US$ (%)
($/KWh) VAR $ (%)
OCTUBRE 1982 29.67 24.58 5.89 4,882.46 39.52 32.75
INDEX. A NOV-82 29.46 26.60 8.19% 5.85 5,282.47 8.19% 39.24 -0.01 35.44 8.19%
ABRIL 1983 25.74 22.17 -
16.66% 5.79 4,984.64 -5.64% 35.42 -0.10 30.51 -13.91%
OCTUBRE 1983 25.59 21.76 -1.82% 5.64 4,794.09 -3.82% 35.02 -0.01 29.78 -2.37%
ABRIL 1984 23.81 20.44 -6.10% 5.88 5,046.75 5.27% 33.65 -0.04 28.88 -3.04%
OCTUBRE 1984 22.69 23.57 15.31% 5.38 5,585.19 10.67% 31.68 -0.06 32.91 13.95%
ABRIL 1985 20.82 23.06 -2.14% 4.80 5,318.31 -4.78% 28.85 -0.09 31.96 -2.89%
OCTUBRE 1985 19.80 22.98 -0.34% 4.32 5,013.58 -5.73% 27.03 -0.06 31.37 -1.84%
ABRIL 1986 21.25 23.93 4.13% 4.12 4,638.99 -7.47% 28.14 0.04 31.69 1.03%
OCTUBRE 1986 20.55 22.69 -5.20% 3.94 4,351.45 -6.20% 27.14 -0.04 29.97 -5.44%
ABRIL 1987 21.66 23.49 3.53% 3.96 4,292.16 -1.36% 28.28 0.04 30.67 2.34%
OCTUBRE 1987 24.36 25.82 9.93% 4.05 4,289.01 -0.07% 31.13 0.10 33.00 7.59%
ABRIL 1988 26.56 28.26 9.45% 3.76 3,999.78 -6.74% 32.84 0.06 34.94 5.88%
OCTUBRE 1988 29.29 29.99 6.13% 3.83 3,927.05 -1.82% 35.67 0.09 36.53 4.57%
ABRIL 1989 32.22 31.33 4.44% 3.87 3,761.73 -4.21% 38.64 0.08 37.57 2.85%
OCTUBRE 1989 33.10 31.16 -0.53% 4.47 4,210.98 11.94% 40.51 0.05 38.14 1.50%
ABRIL 1990 35.12 32.47 4.21% 4.84 4,474.60 6.26% 43.12 0.06 39.87 4.54%
OCTUBRE 1990 29.81 27.07 -
16.63% 5.15 4,672.73 4.43% 38.29 -0.11 34.78 -12.77%
ABRIL 1991 29.92 26.77 -1.11% 5.17 4,622.32 -1.08% 38.44 0.00 34.39 -1.10%
OCTUBRE 1991 26.14 22.37 -
16.44% 5.27 4,506.67 -2.50% 34.82 -0.09 29.80 -13.35%
85
ABRIL 1992 26.14 20.97 -6.25% 5.17 4,151.13 -7.89% 34.67 0.00 27.82 -6.66%
OCTUBRE 1992 28.72 22.15 5.60% 4.66 3,595.98 -
13.37% 36.41 0.05 28.08 0.93%
ABRIL 1993 30.44 23.93 8.03% 4.90 3,853.09 7.15% 38.52 0.06 30.28 7.84%
OCTUBRE 1993 30.99 23.65 -1.14% 5.75 4,389.34 13.92% 40.47 0.05 30.89 2.02%
ABRIL 1994 31.00 23.46 -0.81% 5.83 4,414.87 0.58% 40.62 0.00 30.74 -0.49%
OCTUBRE 1994 36.90 24.23 3.26% 6.05 3,972.94 -
10.01% 46.88 0.15 30.77 0.12%
ABRIL 1995 37.90 23.82 -1.66% 6.25 3,929.46 -1.09% 47.62 0.02 29.94 -2.73%
OCTUBRE 1995 36.82 21.26 -
10.76% 6.40 3,697.36 -5.91% 46.78 -0.02 27.01 -9.77%
ABRIL 1996 35.87 20.98 -1.32% 6.53 3,819.69 3.31% 46.03 -0.02 26.92 -0.33%
OCTUBRE 1996 31.31 17.68 -
15.75% 7.01 3,959.65 3.66% 42.22 -0.08 23.84 -11.46%
ABRIL 1997 33.08 18.19 2.90% 6.74 3,705.02 -6.43% 43.56 0.03 23.95 0.49%
OCTUBRE 1997 27.26 14.71 -
19.14% 7.50 4,045.88 9.20% 38.77 -0.11 20.91 -12.69%
ABRIL 1998 23.06 13.16 -
10.49% 7.36 4,198.90 3.78% 34.35 -0.11 19.61 -6.25%
OCTUBRE 1998 21.23 12.36 -6.09% 6.99 4,070.45 -3.06% 31.31 -0.09 18.24 -6.98%
ABRIL 1999 21.59 12.93 4.62% 5.59 3,349.21 -
17.72% 29.66 -0.05 17.77 -2.57%
OCTUBRE 1999 20.79 13.07 1.08% 5.24 3,293.38 -1.67% 28.35 -0.04 17.83 0.34%
ABRIL 2000 23.40 13.90 6.30% 5.34 3,168.96 -3.78% 31.10 0.10 18.47 3.61%
INDEX. A OCT-00 22.96 14.99 7.84% 5.07 3,307.99 4.39% 30.28 -0.03 19.76 6.98%
OCTUBRE 2000 26.24 17.13 14.28% 4.83 3,150.75 -4.75% 33.21 0.10 21.68 9.68%
ABRIL 2001 26.51 17.65 3.08% 5.19 3,457.92 9.75% 35.57 0.07 23.68 9.26%
INDEX. A SEP-01 25.46 19.19 8.69% 4.88 3,677.29 6.34% 33.97 -0.05 25.60 8.09%
OCTUBRE 2001 25.22 19.14 -0.27% 5.30 4,022.65 9.39% 34.46 0.01 26.15 2.15%
INDEX. A DIC-01 24.92 18.93 -1.05% 5.24 3,980.25 -1.05% 34.06 -0.01 25.87 -1.05%
ABRIL 2002 23.52 17.25 -8.88% 5.50 4,037.14 1.43% 33.30 -0.02 24.43 -5.57%
INDEX. A OCT-02 21.46 16.98 -1.56% 5.02 3,973.99 -1.56% 30.38 -0.09 24.05 -1.56%
OCTUBRE 2002 22.11 17.50 3.05% 5.39 4,266.09 7.35% 32.12 0.06 25.42 5.70%
86
INDEX A FEB-03 22.25 17.25 -1.42% 5.42 4,205.60 -1.42% 26.46 -0.18 20.52 -
19.27%ABRIL 2003 22.61 17.94 2.48% 5.10 4,042.56 -5.24% 33.25 0.04 26.38 3.78%
OCTUBRE 2003 24.79 17.70 -1.29% 5.29 3,776.39 -6.58% 35.54 0.07 25.38 -3.81%
INDEX. A ENE-04 27.78 17.73 0.15% 5.92 3,782.19 0.15% 39.81 0.12 25.42 0.15%
ABRIL 2004 31.35 20.17 13.73% 5.59 3,597.52 -4.88% 42.18 0.06 27.13 6.76%
INDEX. A SEPT-04 31.88 21.20 5.14% 5.96 3,961.48 10.12% 43.42 0.03 28.87 6.42%
OCTUBRE 2004 31.04 19.94 -5.95% 6.19 3,977.55 0.41% 42.30 -0.03 27.18 -5.87%
ABRIL 2005 33.17 20.26 1.61% 6.51 3,980.12 0.06% 45.60 0.08 27.86 2.50%
MOD JUNIO 2005
43.81 26.08 28.69% 6.61 3,932.45 -1.20% 56.42 0.24 33.58 20.54%
OCTUBRE 2005 50.50 27.41 5.10% 6.77 3,676.54 -6.51% 63.55 0.13 34.49 2.71%
INDEX. A DIC-05 45.98 24.28 -
11.40% 6.66 3,517.03 -4.34% 58.81 -0.07 31.06 -9.95%
ABRIL 2006 49.16 26.00 7.05% 7.19 3,800.96 8.07% 61.26 0.04 32.39 4.30%
Tabla 48: Precios de nudo históricos.
PRECIO DE NUDO ENERGIA
(Valores en dólares)
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
OCTUBRE1982
OCTUBRE1984
ABRIL1987
OCTUBRE1989
ABRIL1992
OCTUBRE1994
ABRIL1997
OCTUBRE1999
INDEX. ASEP-01
OCTUBRE2002
ABRIL2004
OCTUBRE2005
[mill
s/kW
h]
SING, Antofagasta
Gráfico 5: Precio de nudo energía histórico.
87
PRECIO DE NUDO POTENCIA(Valores en dólares)
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
OCTUBRE1982
OCTUBRE1984
ABRIL1987
OCTUBRE1989
ABRIL1992
OCTUBRE1994
ABRIL1997
OCTUBRE1999
INDEX. ASEP-01
OCTUBRE2002
ABRIL2004
OCTUBRE2005
[US$
/kW
/mes
]
Gráfico 6: Precio nudo potencia históricos.
PRECIO MEDIO BÁSICO
(Valores en dólares)
0
20
40
60
80
100
120
140
OCTUBRE1982
OCTUBRE1984
ABRIL1987
OCTUBRE1989
ABRIL1992
OCTUBRE1994
ABRIL1997
OCTUBRE1999
INDEX. ASEP-01
OCTUBRE2002
ABRIL2004
OCTUBRE2005
[mill
s/kW
h]
SING, Antofagasta
SIC, Santiago
Gráfico 7: Precio medio básico histórico.
88
Valores históricos UF y US$ último día hábil mes anterior a la fijación
0.00
2000.00
4000.00
6000.00
8000.00
10000.00
12000.00
14000.00
16000.00
18000.00
20000.00
OCTUBRE 1982
OCTUBRE 1983
ABRIL 19
85
OCTUBRE 1986
ABRIL 1988
OCTUBRE 1989
ABRIL 1991
OCTUBRE 1992
ABRIL 19
94
OCTUBRE 1995
ABRIL 1997
OCTUBRE 1998
ABRIL 2000
ABRIL 2001
INDEX. A DIC-01
OCTUBRE 2002
OCTUBRE 2003
INDEX. A SEPT-04
MOD JUNIO
2005
ABRIL 20
06
[UF]
0.000
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
[US$
]US$
UF
Gráfico 8: Valores históricos de Unidad de Fomento y Dólar.
89
Anexo D
Cambio climático y Protocolo de Kyoto El clima mundial ha evolucionado siempre en forma natural, pero ahora existen
pruebas científicas que revelan que un nuevo tipo de cambio climático está ocurriendo con
repercusiones drásticas sobre los ecosistemas, las personas, y las economías . Es así como
las concentraciones de dióxido de carbono han aumentado vertiginosamente durante la era
industrial atribuibles a actividades humanas como la quema de combustibles fósiles,
deforestación y otros, debido al crecimiento económico y demográfico de los países.
Estimaciones del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el cambio climático
señalan que el calentamiento observado durante los últimos 50 años es atribuible a
actividades humanas y pronostican un aumento de la temperatura de entre 1.4 a 5.8ºC en
100 años lo que puede considerarse catastrófico del punto de vista de sustentabilidad del
ecosistema, además de perturbar todas las actividades humanas. Para resaltar la importancia
en el cambio de la temperatura terrestre se puede referir a la última glaciación. Según
estudios geológicos se estima que para salir del estado de la última glaciación solo fue
necesario un aumento de la temperatura de 5ºC, o también según estudios de la misma
índole establecieron periodos pasados donde hubo aumentos considerables de las
temperaturas provocando daños considerables al ecosistema. Otro dato considerable es lo
que sucede en la atmósfera de Venus que tiene una atmósfera compuesta en un 97% de
CO2. La inexistencia de agua impidió la extracción del anhídrido carbónico de la atmósfera,
éste se acumuló y provocó un efecto invernadero intenso que aumentó la temperatura
superficial hasta 465 °C. Toda una advertencia sobre el posible futuro que podría depararle
a la Tierra.
Los gases de efecto invernadero1 no son, en proporciones y cantidades adecuadas,
dañinos para el medio ambiente, de hecho son necesarios para la normal existencia de la
vida en la superficie terrestre, pues provocan el efecto invernadero. Sin estos gases la
temperatura terrestre sería entre 30 y 40 ºC más baja, situándose a casi 20 ºC bajo cero [24].
1 Los gases de efecto invernadero son: dióxido de carbono, Metano, Oxido Nitroso, Hidrofluorcarbonos, Perfluorcarbonos, Hexafluoruro de azufre.
90
En los gráficos siguientes se ve como afecta a la temperatura terrestre la
concentración de estos gases de efecto invernadero, y de acuerdo a esto porque sería de
origen netamente antropogénico.
Gráfico 9: Variación de la temperatura global y de la concentración de dióxido de carbono presente en
el aire en los últimos 1000 años. Fuente http://cdiac.ornl.gov
Gráfico 10: Dióxido de carbono ultimo 50 años. Fuente http://unfccc.int
91
Efecto invernadero
Figura 10: Esquema del efecto invernadero. Fuente http://unfccc.int
El ciclo descrito en la figura anterior se puede resumir en lo siguiente: la radiación
del sol llega a la atmósfera, parte de ella es reflejada por esta. La parte trasmitida llega a la
tierra y la calienta devolviendo radiación infrarroja a la atmósfera, absorbiendo esta parte
de la radiación y emitiéndola de nuevo hacia la tierra y el espacio.
Ahora bien este ciclo de radiaciones se puede ver afectado por concentraciones
anormales de los GEI, lo que daría una mayor absorción de estos gases de las radiaciones
infrarrojas emitidas por la tierra, logrando de este modo un calentamiento global mayor al
esperado en condiciones normales. Es por ello la importancia de mantener el equilibrio de
estos gases en la atmósfera pues, sin éstos la existencia humana peligraría y con muchos de
ellos se causan daños irreparables al desarrollo humano y al ecosistema en general.
92
Es así como se ve un creciente aumento de las temperaturas terrestres
fundamentalmente debido a la mayor generación de dióxido de carbono generado por la
quema de combustibles fósiles como se muestra a continuación.
Gráfico 11: Emisiones totales de dióxido de carbono fósil. Fuente http://cdiac.ornl.gov
Gráfico 12 Variación de las emisiones de dióxido de carbono, en millones de toneladas por año,
discriminada por región. Fuente http://cdiac.ornl.gov
93
Es muy importante recalcar que investigaciones científicas del grupo de expertos
sobre el cambio climático asumen cambios en el clima y sus efectos o consecuencias sobre
el ecosistema y el desarrollo de la humanidad, entre estos cambios podemos resaltar los
siguientes:
Tabla 49: Cambios y efectos proyectados en el clima terrestre. Fuente http://unfccc.int
Los gases de efecto invernadero que hemos señalado anteriormente se pueden
resumir en los siguientes:
Dióxido de carbono (CO2): Explicaría el 50% del calentamiento
global proveniente de las actividades humanas.
Metano (CH4): Responsable del 18% del calentamiento global.
Oxido Nitroso (N2O): Responsable del 6% del calentamiento global.
Hidrofluorcarbonos (HFC).
Perfluorcarbonos (PFC)
Hexafluoruro de azufre (SF6)
De esto podemos resaltar la importancia que tiene el CO2 sobre el calentamiento
total de la superficie terrestre, y con ello determinar la contribución de los combustibles
fósiles en la emanación de este sobre la atmósfera. De esto se desprende lo siguiente.
94
Gráfico 13: Emisiones de CO2 por tipo de combustible. Fuente http://www.lyd.com
Protocolo de Kyoto El Protocolo de Kyoto sobre el cambio climático es un convenio sobre cambio
climático, auspiciado por la ONU dentro de La Convención Marco de las Naciones Unidas
sobre el Cambio Climático que fue adoptada en la sede de las Naciones Unidas en New
York, el 9 de Mayo de 1992
Durante la década de los 80 surgió la inquietud de un posible e irreversible cambio
climático a nivel mundial, producto de investigaciones científicas que mostraron los
resultados producidos por los gases de efecto invernadero, provenientes principalmente de
las actividades humanas relacionadas con la quema de combustibles fósiles (petróleo,
carbón, gas natural), la agricultura y el cambio de uso de la tierra.
El objetivo principal de esta Convención es estabilizar las concentraciones de los
Gases de Efecto Invernadero en la atmósfera a un nivel tal que ya no existan interferencias
antropógenas (causado por los seres humanos), significativas en el sistema climático. Para
lograr esto los países industrializados se comprometen a reducir sus emisiones un 5.2% por
debajo del volumen de 1990, los que están en vías de desarrollo no tienen ninguna
restricción, como es el caso de China, India y Brasil.
Carbón Fuel Oil Diesel Kerosene Gasolinas Gas
95
La Convención divide a los países, que denomina con la palabra “Partes” en dos
grandes grupos: Partes Anexo I y Partes No Anexo I. La Parte Anexo I se refiere a países
industrializados, estos deben cumplir compromisos específicos en la reducción de gases de
efecto invernadero, referidos al año base de 1990.
Estos compromisos los podemos resumir en los siguientes:
Aplicar y/o elaborar medidas respecto al fomento de la eficiencia energética en los
sectores pertinentes a la economía nacional
Protección y mejora de los sumideros y depósitos de los gases de efecto
invernadero no controlados por el protocolo de Montreal (relativo a las sustancias
que agotan la capa de ozono).
Investigación, promoción, desarrollo y aumento del uso de energías nuevas y
renovables, así como también de tecnologías que permitan la captura del dióxido de
carbono, además de fortalecer la observación de los cambios climáticos.
Eliminación gradual de las deficiencias de mercado que sean contrarios a los
objetivos de esta convención, en todos los sectores emisores de GEI.
Limitación y/o reducción de la emisión de metano mediante su recuperación y
utilización en la gestión de desechos.
Además los países firmantes deberán presentar Inventarios de emisiones de Gases
de Efecto Invernadero (GEI) por fuente y su absorción por sumideros, actualizados
periódicamente.
Desplegar programas nacionales y/o regionales para mitigar el Cambio Climático y
adaptarse a los potenciales efectos.
Promover programas de educación y sensibilización pública acerca del Cambio
Climático y sus efectos.
Otros aspectos relevantes de los países desarrollados es que adquirieron
compromisos en cuanto a transferencia tecnológica para los países en desarrollo,
apoyándolos en los compromisos adquiridos por la convención
96
En la actualidad 129 países, lo han ratificado alcanzando el 61,6 % de las emisiones
totales según la UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change).
Chile ratificó la Convención sobre Cambio Climático en 1994. Los organismos
encargados de su gestión a nivel nacional e internacional son la Comisión Nacional del
Medio Ambiente y Ministerio de Relaciones Exteriores, siendo la Institución encargada de
la implementación de estudios, programas y estrategias en el país, la Comisión Nacional del
Medio Ambiente (CONAMA), a través del Departamento de Descontaminación, Planes y
Normas. CONAMA ese asesorada en su labor por el Comité Nacional Asesor sobre
Cambio Global y otras instancias.
Resumiendo los mecanismos del protocolo de Kyoto son básicamente tres: el
mecanismo de implementación conjunta, mediante el cual aquellos países que acordaron
reducciones legalmente vinculantes (Anexo I), deciden desarrollar proyectos conjuntos con
el resto de los países firmantes de reducción de emisiones y repartirse los créditos de
reducción que se obtengan; mecanismos de desarrollo limpio, mediante el cual los países no
anexo I suscriben proyectos en conjunto con los países anexo I, quedando los créditos de
reducción en manos de los países Anexo I; transacción de emisiones, que permite transar
libremente los créditos por reducción de emisiones entre los países Anexo I.
El protocolo de Kyoto y la posibilidad de transar la disminución de emisiones de
gases invernadero con terceros contribuyen a mejorar las rentabilidades de una amplia
gama de proyectos de países en vías de desarrollo.
En virtud de ello y de las obligaciones de reducción de GEI a las que se
comprometieron los países desarrollados que suscribieron este acuerdo, es posible que a
través del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) éstos compren reducciones de GEI a
países que no tengan obligaciones de reducción, tal como es el caso de Chile.
97
Metodologías existentes Hoy en día existen alrededor de 39 metodologías, las cuales se separan según el
sector al cual pertenece, estando dentro de los sectores posibles distribución de energía,
industrias manufactureras, construcción, transporte, agricultura y otros.
El protocolo de Kyoto y en particular los oferentes de MDL deben presentar a lo
menos una descripción general, la metodología para la base de referencia, esto es con
quién se comparará el proyecto, la descripción de la adicionalidad donde se explica cómo
se reducen las emisiones o se absorbe el carbono, la duración del proyecto, análisis de las
repercusiones ambientales, las fuentes de financiación públicas, observaciones de los
interesados, plan y metodología de vigilancia y su justificación y la validación del proyecto
por una entidad operacional, que corresponde a la evaluación independiente del proyecto
para comprobar si se ajusta a los requisitos del MDL. La entidad operacional consiste en
una organización independiente, que además es la encargada de estimar la reducción de
emisiones del proyecto.
En el caso de la metodología utilizada por Agrosuper se debió establecer en una
primera instancia una lista de los posibles escenarios bases para el tratamiento de purines,
tomando como referencias estudios del IPCC, luego se eligen dos posibles escenarios y se
determinan los indicadores de evaluación económica del proyecto. Además se deben
establecer los indicadores para todos los posibles escenarios, el proyecto que resulte ser
mejor económicamente se toma como escenario base.
En la metodología propuesta se incluye la venta de energía eléctrica y/o la reducción
de costos por producción de esta.
La forma de determinar la reducción de emisiones es comparando el escenario base
con el proyecto presentado, en todas su fases. La diferencia en la generación de emisiones
de gases de efecto invernadero es finalmente lo que se reconoce como reducción de
emisiones.
Esta metodología ha sido aprobada por la UNFCCC sin embargo hoy está en
proceso de revisión, su número de registro es el AM0006 con el nombre de “ GHG
emissions reductions from manure management systems”.
98
Experiencia de Agrosuper
Agrosuper se convirtió en la primera empresa agroindustrial en transar Certificados
de Reducción de Emisiones (CERs) acorde al Mecanismo de Desarrollo Limpio, y
marco un hito en la historia de las transacciones de bonos de carbono pues es la más
alta que se halla realizado, con una venta total de 400,000 ton CO2e/año por un periodo
de 10 años, siendo de estos 225.000 ton CO2e/año a la compañía japonesa TEMCO y
175,000 ton CO2e/año a la compañía canadiense Transalta
Para lograr la transacción de certificados la empresa Agrosuper debió proponer una
metodología que permitiese estimar las reducciones de gases de efecto invernadero.
Además trabajo en el desarrollo del diseño del proceso de negociación, todo lo anterior
quedo plasmado en la metodología aprobada AM0006 registrada en la UNFCCC y que
hoy puede ser utilizada para todas las agroindustrias que deseen participar en el
mercado de las emisiones de gases de efecto invernadero.
De este modo Agrosuper marcó un hito importante, no sólo como empresa,
sino también para posicionar a Chile como uno de los 3 mejores países donde invertir
en bonos de carbono, que según el ranking de Pointcarbon.com hoy Chile está en el
tercer lugar. A nivel mundial son sólo 21 los proyectos registrados ante la Junta
Ejecutiva del Protocolo, de los cuales 4 son chilenos y, de estos, 3 pertenecen a la
empresa Agrosuper. El cuarto proyecto corresponde a la planta Graneros de Nestlé.
El registro de estos proyectos por Agrosuper fortalece el mejoramiento de sus
sistemas de tratamiento de purines y a la vez aprovecha las ventajas que ofrece el MDL
con el afán de mejorar las tecnologías para la reducción de gases de efecto invernadero
Esto abre para las empresas de Chile un mercado con un tamaño potencial que
según la Conama podrían generar ventas superiores a los US$150 millones al año 2008
[14].
Asimismo, ya existen más de 35 proyectos de compañías que también están
invirtiendo en tecnologías que permiten la reducción de emisiones y que pronto estarán
en condiciones de transar sus certificados de reducción con empresas internacionales
interesadas, y que de acuerdo con estimaciones preliminares de Conama podrían
representar una reducción de emisiones de 3 millones 400 mil toneladas anuales [14].
99
Anexo E
Tecnologías aplicables al manejo de purines El manejo de purines de cerdo toma cada día mayor importancia debido al
crecimiento del volumen de producción en los criaderos, lo que lleva consigo una gran
cantidad de desechos orgánicos que deben ser tratados, para asegurar el desarrollo
sustentable y el cumplimiento de las disposiciones ambientales.
Los residuos que genera la crianza de cerdos dependen del tipo explotación,
existiendo el tipo convencional estabulada confinada y la estabulada abierta. En el primero
de ellos los animales residen sobre un piso falso, el cual es lavado diariamente y la mezcla
de excretas liquidas y sólidas, más el agua de lavado y la cama animal es el denominado
purín. En el segundo sistema las excretas son contenidas en la cama vegetal hasta que se
produce el cambio de grupo de crianza.
El lavado de piso de la crianza convencional puede realizarse mediante el sistema
flush o PIT, siendo el primero de ellos mediante el volteo diario de una carga de agua y el
segundo consiste en la acumulación fuera del plantel durante un periodo de tiempo antes de
ser llevado a la unidad de tratamiento.
Los purines pueden en algunos casos ser directamente vertidos a los suelos
considerando tecnologías y diseños que toman en cuenta criterios ambientales tales como
altura máxima de la napa subterránea, tasas agronómicas e hidráulicas de aplicación,
homogenización y escurrimiento superficial por ejemplo. Siendo necesario para esto
planteles que posean una vasta superficie para su aplicación. En aquellos planteles que no
posean tal superficie tendrán que utilizar tratamientos más sofisticados para la
estabilización de los purines.
100
Caracterización de los purines
La caracterización de los purines resulta fundamental en la planificación de la
disposición de los purines de los cerdos, pues de acuerdo a esta caracterización se elegirá el
mejor sistema de tratamiento de los desechos. La caracterización se entiende como la
concentración de los compuestos químicos, valores biológicos, físicos y el caudal del purín.
De esta manera los principales parámetros que se necesitan para la elección del sistema de
tratamiento a utilizar son:
Flujo medio total diario
Demanda biológica de oxigeno.
Sólidos volátiles.
Nitrógeno total.
Fósforo
Además según el sistema elegido serán necesarios algunos parámetros adicionales
tales como caudal, tiempo de retención y otros.
La excreta es el conjunto de orina y heces que produce el animal. Las excretas
porcinas se componen básicamente de un 45% de orina y 55% de heces, con un 90% de
humedad siendo el contenido de sólidos secos de aproximadamente 10%, y una densidad
levemente superior a la del agua.
La razón excreta agua de lavado puede variar desde 1:6 a 1:18 dependiendo de
principalmente del recurso hídrico disponible.
El conjunto de excretas producen diariamente 0.25 kg de DBO y 0.75 de DQO por
cada 100 [kg] de peso vivo.
El pH varía entre 6 y 8 lo que hace potencialmente viable su tratamiento de sistemas
anaeróbicos.
La producción de excretas puede verse afectada por varios factores tales como:
número y madurez fisiológica del animal, calidad y cantidad de alimento ingerido por el
animal, volumen de agua ingerida por el animal y el clima local.
101
Ahora bien las estimaciones matemáticas son aceptables para determinar parámetros
de diseño utilizando tablas de composición que entregan valores principales producidos por
una unidad animal en algún determinado estado fisiológico. Algunas de estas tablas se
muestran a continuación:
Etapa animal Peso [kg]
Producción de excretas [lt/día]
Sólidos totales [kg/día]
DBO5 [kg/día]
Sólidos volátiles [kg/día]
Nitrógeno [kg/día]
Fósforo [kg/día]
Potasio [kg/día]
Cría 16 1.00 0.09 0.08 0.08 0.01 0.01 0.01
Recría 29 1.80 0.18 0.14 0.14 0.01 0.01 0.01
Engorda 68 4.30 0.41 0.33 0.33 0.03 0.02 0.02
Gestación 125 4.20 0.37 0.30 0.30 0.03 0.02 0.02
Maternidad con cría 170 15.10 1.36 1.09 1.09 0.10 0.08 0.08
Verrasco 159 5.30 0.45 0.38 0.38 0.04 0.03 0.03 Tabla 50: Caracterización de excretas según estado animal. Fuente:
http://www.purdue.edu/dp/envirosoft/manure/src/main.htm
Sistemas de tratamiento de purines Estas tecnologías tienen como principal objetivo disminuir el impacto ambiental
producido por las descargas, cumpliendo de este modo las normas ambientales de flujos y
concentraciones máximas permitidas.
Los sistemas de tratamiento pueden ser clasificados en sistemas convencionales o
naturales y dentro de estos últimos en métodos acuáticos o terrestres. Además existe otra
clasificación según el principio, físico, químico o biológico que impera en el proceso, de
este modo se clasifican en sistemas primarios y secundarios.
Tratamiento primario
El tratamiento primario consiste básicamente en la ecualización- homogenización y
la separación de los sólidos de los líquidos, esto básicamente se debe a que los tratamientos
secundarios son muy sensibles a las variaciones en el flujo y la concentración, pudiendo
tener drásticas consecuencias si no se controla debidamente estos parámetros. Así los
ecualizadores- homogenizadores absorben las diferencias de flujos y concentraciones
102
debido principalmente al lavado de galpones, dando por consecuencia un flujo más
constante y con una concentración más homogénea. Estas unidades son compuestas
básicamente de un estanque y un agitador.
La separación sólido líquido tiene como finalidad obtener subproductos con mejores
propiedades para el manejo y trasporte, evitando por ejemplo la obstrucción de tuberías.
Esto permite una reducción de olores y la proliferación de vectores (ratones, moscas),
además de obtener guano (fracción sólida), que puede ser utilizado en la elaboración de
sustratos, alimentación animal o abono de suelos). Dentro de los sistemas de separación
sólido-líquido podemos mencionar los siguientes:
1. Separadores de harnero estacionario inclinado: Corresponde a un harnero
inclinado donde la fracción sólida va escurriendo hacia la parte inferior. Se logra
una eficiencia de 70%.
2. Separadores con filtro prensa de tornillo: Una malla cilíndrica contiene a un
tornillo sinfín, en el extremo final existe una salida restringida lo cual hace que la
parte sólida salga con un bajo contenido de sólidos. Posee una eficiencia de 80%,
20% en DBO5 y 30% de nitrógeno.
3. Separadores por fuerza centrifuga: Dispositivos basados en la acción de la fuerza
centrifuga. Presentarían menor eficiencia debido a que la densidad de la parte sólida
no difiere mucho de su parte líquida.
4. Filtro rotatorio: Malla cilíndrica o tambor perforado donde se deja fluir el purín,
separando la fase líquida de la sólida que queda en la superficie del cilindro.
De este proceso de separación entonces obtenemos guanos y una fracción líquida
que se presenta como una suspensión acuosa, compuesta por agua de lavado, orinas y en
menor proporción fecas, patógenos y nutrientes. Presenta eso si un alto contenido de
sólidos aún.
103
Tratamientos secundarios Consiste básicamente en estabilizar biológicamente la materia orgánica de tal modo
de no constituir un potencial contaminante para la incorporación a la tierra y/o la descarga
de los riles a cauces naturales. Esta estabilización consiste en la transformación de la
materia orgánica rica en carbono y nitrógeno mediante microorganismos hasta llevarlos a
compuestos tales como CO2 y H2O.
Sistemas aeróbicos
Este proceso se fundamenta en transformaciones bioquímicas con presencia esencial
de oxígeno de tal manera de producir CO2, agua y lodos compuesto por células nuevas y
estables. Su funcionamiento es mediante aireadores y agitadores que mantienen el medio
oxigenado y homogéneo, necesarios para la acción de microorganismos en forma eficiente.
Estos sistemas presentan una alta eficiencia en remoción de DBO, aunque no han sido
implementados en la producción porcina, debido a que el sistema no es apto procesar altas
cargas orgánicas y de nutrientes, como es el caso de los purines de cerdos. Se recomiendan
eso si para estabilizar guanos pues de ese modo se puede airear de manera eficiente y u na
escala mucho menor.
Sistemas anaeróbicos Mejor conocida como fermentación anaeróbica es un proceso que no necesita
oxigeno para la transformación de la materia, y basa su proceso en una serie de
transformaciones bioquímicas de la materia donde actúan gran cantidad de organismos
facultativos, produciendo una evolución de los sustratos iniciales hasta llegar a un gas
formado principalmente por metano (CH4) y anhídrido carbónico (CO2). Mediante esta
tecnología se pueden obtener importantes beneficios ambientales como económicos.
Dentro de estos sistemas podemos nombrar al sistema tipo flujo pistón, biomasa
suspendida a mezcla competa, sistema de película fija, etc.
104
Sistemas naturales
Estos sistemas han resurgido de manera considerable debido principalmente a que
surgen como una posibilidad ambientalmente amable y que cumple con todas las
normativas de calidad de aguas, además de lograr una razón costo beneficio para algunas
aplicaciones que es comparativamente mejor que las tecnologías convencionales. Estos
métodos incluyen métodos acuáticos y terrestres siendo estos últimos la aplicación de lodos
o purines al suelo. A excepción de los sistemas anteriores donde el método podía ser
primario o secundario, aquí se realizan ambos en forma paralela.
Lagunas Son muy simples en su construcción y operación, de bajo costo de operación
suficientemente eficiente como los sistema convencionales pero necesitando largos tiempos
de retención por lo cual es necesario diseñar estos sistemas con una basta utilización de
superficie. Pueden ser clasificadas en aeróbicas, anaeróbicas y facultativas.
1. Lagunas aeróbicas: Estanques poco profundos (0.3m a 0.45m) para
maximizar la penetración de luz y la proliferación de algas. Estas lagunas
presentarían problemas técnicos de implementar en un plantel de porcinos
debido a la basta superficie que debería utilizar, además de que las altas
cargas orgánicas de DBO no serían posible de suplir con las algas, debiendo
por ende utilizar aireadores que encarecerían de manera drástica el proyecto.
2. Lagunas facultativas: Poseen dos zonas definidas, una aeróbica y una
anaeróbica. En la parte superior se produce una degradación aeróbica y en
los inferiores un proceso anaeróbico. Puede, tal como el caso anterior, no
resultar viable técnica ni económicamente.
3. Lagunas aeróbicas aireadas: Son más profundas que las anteriores y dado
que son aireadas mecánicamente sus tiempos de retención disminuyen
considerablemente, además de aceptar cargas orgánicas mayores.
105
En estos tres sistemas presentados la carga orgánica que asegura un buen
funcionamiento no debe superar los 500 mg·l-1 de DBO, siendo la carga orgánica de los
purines de 10.000 mg·l-1, por lo tanto se presentan como una instancia secundaria de
tratamiento.
4. Lagunas anaeróbicas: Estanques profundos de 2.4m a 8m, aceptan cargas
orgánicas de hasta 20.000 mg·l-1, y no es necesario que funcionen con algas.
Poseen una eficiencia de 70% en remoción de DBO. Los sólidos no
degradados se acumulan en el fondo formando una capa de lodos la cual se
mineraliza y como consecuencia de esto disminuye su volumen. La materia
orgánica se transforma en metano, sulfuro de hidrogeno, nitrógeno gas,
dióxido de carbono y nitrógeno mineral. Una desventaja muy importante de
estas lagunas es que el efluente es pobre en lo que se refiere a nutriente, pues
el nitrógeno se volatiliza hasta en un 60% y el 66% del fósforo y potasio se
pierden en los lodos del fondo.
Anexo F
Análisis económico Escenario Base 20 años
Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Período 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Ingresos Operacionales 394.903 394.903 394.903 378.069 378.069 378.069 378.069 378.069 378.069 378.069
Costos Operacionales -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525
Depreciación -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329
Utilidad antes de impuesto 172.524 172.524 172.524 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690
Arrastre de pérdida 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Base imponible 172.524 172.524 172.524 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690
Impuestos (17%) -29.329 -29.329 -29.329 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467
Utilidad neta 143.195 143.195 143.195 129.223 129.223 129.223 129.223 129.223 129.223 129.223
Depreciación 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329
Valor de desecho 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Inversión -1.306.576 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Imprevistos sobre la inversión -65.329 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Flujo de caja -1.371.905 200.524 200.524 200.524 186.552 186.552 186.552 186.552 186.552 186.552 186.552
VP Flujo de caja -1.371.905 182.294 165.722 150.656 127.417 115.834 105.304 95.731 87.028 79.116 71.924
107
Escenario Base 20 años
Año 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Período 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Ingresos Operacionales 378.069 378.069 378.069 378.069 378.069 378.069 378.069 378.069 378.069 378.069
Costos Operacionales -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525 -82.525
Depreciación -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329 -57.329
Utilidad antes de impuesto 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690
Arrastre de pérdida 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Base imponible 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690 155.690
Impuestos (17%) -26.467 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467 -26.467
Utilidad neta 129.223 129.223 129.223 129.223 129.223 129.223 129.223 129.223 129.223 129.223
Depreciación 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329 57.329
Valor de desecho 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Inversión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Imprevistos sobre la inversión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Flujo de caja 186.552 186.552 186.552 186.552 186.552 186.552 186.552 186.552 186.552 186.552
VP Flujo de caja 65.385 59.441 54.037 49.125 44.659 40.599 36.908 33.553 30.503 27.730
