estudio del potencial energÉtico
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ESTUDIO DEL POTENCIAL ENERGÉTICO DE LOS RESIDUOS DE JATROFA
EN UNA PLANTA PRODUCTORA DE BIODIESEL Y SU UTILIZACIÓN
PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
DIPLOMADO EN EFICIENCIA ENERGÉTICA, ENERGÍA RENOVABLE Y
DESARROLLO SUSTENTABLE
PROYECTO PRESENTADO PARA EVALUACIÓN FINAL
FACULTAD DE INGENIERÍA DE LA UNAM
DIVISIÓN DE EDUCACIÓN CONTINUA Y A DISTANCIA
COMISIÓN NACIONAL PARA EL USO EFICIENTE DE LA ENERGÍA
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ELABORADO POR:
CASIOPEA RAMÍREZ MELGAR
JAVIER LABASTIDA ALVARADO
JULIO AYSA JIMÉNEZ
RODRIGO ARÉVALO SÁNCHEZ
ASESOR:
DR. GABRIEL LEÓN DE LOS SANTOS
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CONTENIDO
ABSTRACTO .........................................................................................................................................................5
RESUMEN EJECUTIVO ......................................................................................................................................6
INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................................................8
OBJETIVOS ...........................................................................................................................................................9
JUSTIFICACIÓN .................................................................................................................................................10
1. ANTECEDENTES TÉCNICOS, ECONÓMICOS, AMBIENTALES Y REGULATORIOS .................11
1.1 LAS ENERGÍAS RENOVABLES .......................................................................................................................11
1.1.1 Energía y medio ambiente ..........................................................................................................................11
1.1.2 Fuentes renovables .....................................................................................................................................12
1.1.3 La Biomasa .................................................................................................................................................13
1.2 MARCO LEGAL Y REGULATORIO................................................................................................................15
1.2.1 Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética 15
1.2.2 Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía .......16
1.2.3 Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía ...........................................................................16
1.2.4 Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos ..............................................................................17
1.2.5 Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica ...........................................................................................17
1.2.6 Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la
Transición Energética .............................................................................................................................................22
1.2.7 Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables .....................................................23
1.3 LOS AGRO-ENERGÉTICOS............................................................................................................................24
1.3.1 La Jatrofa ....................................................................................................................................................24
1.3.2 Cultivo y Patrones de Producción ..............................................................................................................24
1.3.3 La Jatrofa para producción de biodiesel .....................................................................................................26
1.3.4 Subproductos del proceso de proceso de producción de aceite ..................................................................26
1.3.5 Impactos y Beneficios ................................................................................................................................26
1.4 PLANTA DE PROCESAMIENTO DE BIODIESEL UTILIZANDO LA JATROFA ..................................................28
1.4.1 Descripción del proceso de extracción de biodiesel ...................................................................................28
2. ESTUDIO DEL POTENCIAL ENERGÉTICO DE LOS SUBPRODUCTOS DE LA JATROFA ...................................32
2.1 GENERACIÓN DE LA BIOMASA RESIDUAL ...................................................................................................32
2.1.1 Caracterización de los subproductos del procesamiento de la Jatrofa ........................................................32
2.1.2 Estimación de la cantidad de biomasa residual y su composición .............................................................34
2.2 ENERGÍA PRIMARIA .....................................................................................................................................36
2.2.1 Potencial energético de los subproductos en la planta, caso de estudio .....................................................36
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3. DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA TÉRMICA Y
ELÉCTRICA ........................................................................................................................................................37
3.1 ESTUDIO DE LAS OPCIONES DE APROVECHAMIENTO DE LA BIOMASA PARA LA GENERACIÓN DE
ELECTRICIDAD .......................................................................................................................................................37
3.1.1 Incineración ................................................................................................................................................37
3.1.2 Gasificación ................................................................................................................................................38
3.1.3 Biodigestión................................................................................................................................................39
3.1.4 Cogeneración ..............................................................................................................................................41
I. CLASIFICACIÓN EN FUNCIÓN DEL NIVEL ENERGÉTICO DEL ESQUEMA DE COGENERACIÓN ......................42
II. CLASIFICACIÓN POR TIPO DE PROMOTOR ....................................................................................................43
III. OTRAS CLASIFICACIONES .............................................................................................................................44
3.2 SELECCIÓN Y DIMENSIONAMIENTO DE LA OPCIÓN DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ...................................45
3.3 REQUERIMIENTOS ENERGÉTICOS DE LA PLANTA PROCESADORA DE ACEITE DE LA JATROFA ..............46
3.4 PROPUESTA DEL ESQUEMA DE COGENERACIÓN ........................................................................................47
3.5 BENEFICIOS AMBIENTALES .........................................................................................................................52
3.5.1 Disposición ambientalmente eficiente de la biomasa .................................................................................52
3.5.2 Uso de Energías Renovables ......................................................................................................................52
3.5.3 Reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) ...............................................................52
3.5.4 Posibles ingresos económicos vía Bonos de Carbono ................................................................................56
3.5.5 Beneficios por el cultivo de la Jatrofa ........................................................................................................57
3.5.6 Beneficios Ambientales del Proceso de Gasificación: ...............................................................................58
4. EVALUACIÓN DE VIABILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA .........................................................59
4.1 DESCRIPCIÓN DE BENEFICIOS ECONÓMICOS .............................................................................................59
4.2 COSTOS DE DESARROLLO E INSTALACIÓN .................................................................................................60
4.3 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ..............................................................................................60
4.4 SUPUESTOS ECONÓMICOS DE EVALUACIÓN ...............................................................................................61
4.5 FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO .............................................................................................................62
4.6 RESULTADOS DEL MODELO ECONÓMICO ..................................................................................................62
4.7 INDICADORES ECONÓMICO-FINANCIEROS ................................................................................................65
4.8 FACTIBILIDAD DEL MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO .....................................................................66
4.9 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD .........................................................................................................................68
CONCLUSIONES .............................................................................................................................................70
REFERENCIAS .................................................................................................................................................72
5
ABSTRACTO
El problema del cambio climático ha tomado gran relevancia a nivel mundial por
sus irreversibles efectos en nuestro planeta, es por ello que el modelo económico
de desarrollo está incorporando prácticas sustentables en todos los aspectos,
incluyendo tecnologías ambientalmente amigables. Dentro de este trabajo se
realiza un estudio de viabilidad para la implementación de un proyecto de
generación de energía eléctrica y térmica, a partir del procesamiento de biomasa
generada como subproducto en una planta productora de biodiesel, empleando
como opción tecnológica la gasificación, con un esquema de cogeneración.
Este proyecto busca satisfacer las necesidades energéticas, tanto eléctricas como
térmica, de la planta procesadora de biodiesel. Una vez cubierta su demanda, se
obtienen excedentes eléctricos, mismos que pueden ser vendidos mediante dos
esquemas: establecer una sociedad de autoconsumo y proveer de energía a los
socios consumidores en tarifa HM con un descuento del 10 %, o bien, vender los
excedentes a la red (Comisión Federal de Electricidad).
Dentro de la evaluación de este proyecto, se estudiaron las diferentes opciones
tecnológicas para la generación de energía, resultando la más viable la
gasificación. Asimismo, se realizó un análisis económico-financiero donde se
determina la rentabilidad del proyecto. Posteriormente, en la evaluación
ambiental, fueron calculadas la posible reducción de emisiones de gases de
efecto invernadero que el proyecto generaría por desplazar el consumo de
energía de la red, considerando la posibilidad de desarrollar el proyecto dentro
del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto, y obtener ingresos
adicionales por la venta de bonos de carbono.
Nuestra contribución consiste en apoyar la implementación de proyectos de
energía renovable en México, y de esta manera contribuir al desarrollo de
tecnologías limpias y al desarrollo sustentable de nuestro país.
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RESUMEN EJECUTIVO
El proceso de producción de biodiesel genera una serie de residuos y
subproductos que actualmente no son aprovechados, sino solamente dispuestos
de forma tradicional, convirtiéndose en un pasivo ambiental. Por otro lado, la
actividad de extracción de biodiesel implica un consumo intensivo de energía, el
cual es suministrado, principalmente, vía quema de combustibles fósiles. El
presente estudio presenta una solución viable, tanto económica, ambiental y
tecnológicamente, a estas dos problemáticas.
La reforma energética de nuestro país presenta una ventana de oportunidad para
las energías renovables. Esta iniciativa promueve los tratamientos alternos para
residuos orgánicos, así como la generación de electricidad por medio de
biomasa. Actualmente, se cuenta con un marco regulatorio que permite el
desarrollo de proyectos de energía renovable por particulares, bajo la figura de
autoabastecimiento, el cual, junto con una breve introducción al sector de la
energía renovable, forman el primer capítulo de nuestro estudio, confirmando
que se puede desarrollar un proyecto de aprovechamiento de biomasa residual
para generación eléctrica en México.
Una vez identificada esta oportunidad, se presenta un análisis de la cantidad y
calidad de los residuos producidos como resultado de la extracción de biodiesel
de las semillas de Jatrofa. La caracterización de los residuos arrojó resultados
positivos en cuanto a su potencial aprovechamiento para generar electricidad,
por lo que se procede a realizar una estimación de la generación de residuos y
subproductos que puedan ser utilizados con este fin. En base a esta estimación,
se presentan diferentes opciones tecnológicas para su procesamiento y
aprovechamiento, de acuerdo a las características de recolección,
almacenamiento, humedad, y potencial energético de cada subproducto o
residuo.
Considerando el monto anual de residuos para procesar, 193,550 ton, se realizó
el dimensionamiento de la planta de generación de energía. Las opciones
tecnológicas analizadas fueron la incineración y la gasificación, siendo esta
última la que presenta mayores rendimientos en términos de producción de
energía. La incineración presentó una eficiencia de 54.17% y una generación de
27.5MW. En cambio, la opción de gasificación generará 42.4MW con una
eficiencia mayor, de 77.43%.
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Debido a que la demanda de la planta se compone de energía térmica (16MWt) y
eléctrica (5MWe), se buscó complementar el proceso de gasificación con un
sistema de cogeneración. Una vez satisfecha la demanda energética de la planta,
se tienen 37.5MW de excedentes, los cuales pueden significar un ingreso
adicional para el proyecto.
Se evaluaron 2 opciones de colocación de la energía excedente: por medio del
establecimiento de una sociedad de autoabastecimiento, o colocación de la
energía en la red, ya sea por medio de la venta de excedentes a la Comisión
Federal de Electricidad (CFE), o participando en las licitaciones que tendrán
lugar para que CFE incorpore fuentes renovables dentro de su cartera de
generación.
Cualquiera de las opciones presenta beneficios económicos y ambientales que
propician la implementación del proyecto, generando atractivos rendimientos
para los inversionistas interesados en el desarrollo de proyectos renovables.
Para determinar la rentabilidad del proyecto, se presentaron 2 escenarios, en los
cuales las diferentes variables, como el porcentaje de apalancamiento, tipo de
interés, tipo de cambio y el ingreso adicional por la venta de bonos de carbono,
juegan un papel importante para la evaluación financiera.
Finalmente, se determinó que el proyecto es viable económicamente, amigable
en términos ambientales y concede impactos positivos en la matriz energética y
en el desarrollo sustentable del país.
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INTRODUCCIÓN
En México y a nivel mundial se están llevando a cabo iniciativas para promover
el uso de fuentes alternas de energía, como resultado del incremento en los
precios de los combustibles fósiles, así como por los impactos negativos al
medio ambiente que su consume ha provocado. Dichas iniciativas buscan reducir
la dependencia de los recursos no renovables de una forma rentable, diversificar
la matriz energética, contribuir a un desarrollo sustentable y ayudar a responder
a uno de los más grandes retos que enfrenta el ser humano en la actualidad: el
cambio climático.
El presente estudio está basado en los biocombustibles, específicamente en
maximizar el potencial energético de los mismos, no solamente aprovechando el
aceite generado en este proceso, sino también sus residuos y subproductos.
Concretamente, se buscará aprovechar el potencial energético de los residuos y
subproductos de la planta de Jatrofa, después de haber sido utilizada para generar
biodiesel.
La Jatropha es una semilla con alto contenido en aceite, aprovechable para
producir biodiesel. Como resultado de la recolección y procesamiento de esta
semilla, se obtienen diferentes residuos orgánicos que pueden ser aprovechados
con fines energéticos, tales como ramas, hojas, cáscaras y una pasta rica en
proteínas como subproducto de la extracción del aceite. Actualmente, todos los
subproductos generados en este proceso son dispuestos en rellenos sanitarios o
utilizados como composta forestal, desaprovechando una importante fuente de
energía renovable.
Nuestra propuesta se basa en el aprovechamiento de todos los subproductos del
procesamiento de Jatropha para la generación de electricidad. Los desechos o
subproductos servirán para alimentar un incinerador para producir vapor, el cual
será conducido hacia una turbina para generar electricidad y, si existen
excedentes, energía térmica. La energía generada servirá principalmente, para
satisfacer las necesidades energéticas de la planta.
El presente estudio ofrece un análisis tanto de viabilidad técnica como
económica para poder aprovechar los subproductos de una planta de
procesamiento de Jatrofa para la obtención de biodiesel, en México.
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OBJETIVOS
El objetivo del presente estudio es analizar la factibilidad de generación de
electricidad a partir del aprovechamiento de biomasa residual producida en una
plantación de Jatrofa en México, mediante las siguientes actividades:
estimar del potencial energético de los residuos de la Jatrofa;
determinar de mejor opción para la utilización de los residuos y subproductos en la
generación de energía eléctrica;
determinar de la viabilidad económica y financiera del proyecto y, por último,
determinar los beneficios ambientales del manejo sustentable de los residuos y
subproductos.
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JUSTIFICACIÓN
La implementación del proyecto de gasificación de biomasa residual aportará
soluciones innovadoras y sustentables a dos grandes problemas que enfrenta
nuestro país: la dependencia de los combustibles fósiles y la disposición de
residuos orgánicos.
Por medio de la utilización de la biomasa como energético para el proceso de
gasificación, se contribuye a la diversificación de la matriz energética y, por
ende, a la reducción en la dependencia de los combustibles fósiles, generando
beneficios ambientales por la reducción de contaminantes a la atmósfera, tanto a
nivel local como nacional. Además, al evitar disponer los residuos, se reducen
significativamente las emisiones por degradación de la materia orgánica.
En cuanto al aspecto comercial, se asegura la producción de energía para cubrir
la demanda de la planta procesadora de biodiesel, al estar ligados el ciclo de
producción de biodiesel con la materia prima para la planta de gasificación. De
esta manera, la planta de gasificación cubrirá la demanda proyectada de 5 MWe
para el proceso de extracción de aceite y, aprovechando el vapor generado
gracias al sistema de cogeneración, se cubrirá la demanda térmica para procesos
de secado y cocción, entre otros.
Adicionalmente, se generará un ingreso por la venta de excedentes de
electricidad, para que sirvan como suministro de diferentes socios consumidores
que se encuentren aledaños o en municipios cercanos, ya sea estableciendo una
sociedad de autoabastecimiento, o entregando la energía a Comisión Federal de
Electricidad, contribuyendo al consumo y producción de energía renovable en el
país.
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1. ANTECEDENTES TÉCNICOS, ECONÓMICOS, AMBIENTALES Y
REGULATORIOS
1.1 LAS ENERGÍAS RENOVABLES
1.1.1 ENE RGÍ A Y MEDI O AM BIE N TE
La energía y el medio ambiente son indispensables para el desarrollo humano.
La población de escasos recursos se ve mayormente afectada por la degradación
ambiental y la falta de acceso a los servicios de energía. Los problemas
ambientales como el cambio climático, la pérdida de biodiversidad y el
agotamiento de la capa de ozono, tienen una dimensión global, ya que se trata de
cuestiones que no pueden ser solucionadas por los países actuando
individualmente.
Como resultado de la crisis económica mundial, los países tienen la oportunidad
de buscar nuevas alternativas y dar un impulso a sus economías invirtiendo en un
crecimiento económico con un bajo índice de carbono, mediante un aumento en
la utilización de las energías renovables y reduciendo el impacto del cambio
climático.
Es claro que toda actividad tendrá un impacto sobre el medio ambiente, sin
embargo es posible minimizar al máximo los impactos negativos. A
continuación se mencionan los impactos en el medio ambiente que pueden ser
generados por el sector energético en cada una de sus actividades:
Actividades de extracción: Contaminación del aire por actividades en minas de carbón y pozos
petroleros. Contaminación del suelo y agua por derrames petroleros, etc.
Generación: emisiones de NOx, SOx y otros gases de efecto invernadero. Cambio de uso de
suelo, contaminación por disposición de residuos peligrosos.
Distribución: derrames sólidos o líquidos de contaminantes. Impacto ambiental por
construcción de líneas de transmisión, gaseoductos, etc.
Consumo: emisiones sólidas, líquidas o gaseosas. Contaminación de recintos cerrados,
contaminación térmica y acústica.
Entre algunos de los contaminantes específicos asociados a estas actividades,
cabe destacar por su gravedad los siguientes:
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CO2: Dióxido de carbono, principal gas de efecto invernadero generado principalmente por la
quema de combustibles fósiles. En los últimos 100 años se ha medido un aumento de la
concentración de CO2 en la atmósfera de algo más de un 30%.
Lluvia Ácida: Muchos procesos industriales como la quema de carbón, refinación de minerales,
en especial de cobre, desprenden gases o sustancias que contienen SO2 y SO3 y que al contacto
con el hidrógeno producen la llamada lluvia ácida.
CFC (o Cloro-Fluoro-Carbonos): Inicialmente se usaron como refrigerantes para uso doméstico
e industrial. Posteriormente, fueron utilizados como propelentes de tarros con spray y
espumantes para plásticos. Al emigrar a la alta atmósfera el Cloro que contienen destruyen las
moléculas de Ozono (O3) que componen la capa de Ozono, permitiendo la entrada de la
radiación UV corta a la superficie terrestre.
Desechos Nucleares: Las centrales termonucleares de fisión nuclear originan una enorme
cantidad de desechos radiactivos, cuyo manejo, reprocesamiento y almacenamiento puede
contaminar tanto el cielo, agua y aire y convertirse en un pasivo ambiental peligroso para
generaciones futuras.
NOx u óxidos de Nitrógeno: Son productos de la combustión a temperaturas mayores de 800°C,
por lo tanto son típicos de motores de combustión interna (Otto y Diesel), así como de turbinas
a gas. Los NOx son precursores de la formación de Ozono en la baja atmósfera.
1.1.2 FUE NTES REN OV ABLES
Se denomina energía renovable a la energía que se obtiene de fuentes naturales
virtualmente inagotables, unas por la inmensa cantidad de energía que contienen,
y otras porque son capaces de regenerarse por medios naturales.
Con la excepción de la geotermia, la totalidad de las energías renovables derivan
directa o indirectamente de la energía solar. Directamente en el caso de la luz y
el calor producidos por la radiación solar, e indirectamente en el caso de las
energías eólica, hidráulica, mareas, maremotriz y biomasa, entre otras.
El Sol se encarga de calentar la atmósfera terrestre, causando gradientes de
temperatura, lo que trae consigo diferencias de presión, y como consecuencia los
vientos, origen de la energía eólica. En el caso de la energía hidráulica, al
evaporarse el agua por el incremento en su temperatura, bajo las condiciones
atmosféricas propicias se precipita en forma de lluvia en las zonas más altas,
obteniendo energía potencial, la cual puede ser aprovechada con tecnologías de
turbinas hidráulicas para generar electricidad o accionar equipos mecánicos.
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Asimismo, el proceso de fotosíntesis aprovecha la energía al sol, llevando a cabo
reacciones químicas, las cuales la transforman en energía almacenada dentro de
las plantas, y puede ser aprovechada mediante combustión directa o
transformada a otros combustibles, como por ejemplo el metanol, etanol y
biodiesel.
Por otro lado, existen diversos dispositivos que captan la radiación solar,
transformándola en energía eléctrica o energía térmica.
Las energías renovables proporcionan diversidad y abundancia del recurso, no
producen gases de efecto invernadero, ni otras emisiones a la atmósfera, salvo
aquellas generadas durante el proceso de construcción y funcionamiento.
La producción de energía eléctrica constante exige fuentes de alimentación
fiables y a bajo costo, medios de almacenamiento apropiados y una buena
estrategia de distribución. Además, dado el crecimiento poblacional, la demanda
de energía crecerá en proporción y se requerirá un suministro constante y a bajo
costo.
La diversidad geográfica de los recursos supone una oportunidad para
descentralizar los puntos de consumo. En el caso de la energía renovable,
generalmente el recurso no se encuentra cerca del punto de consumo, sin
embargo, gracias a las redes de distribución pueden llegar a cualquier lugar en
donde se necesite.
1.1.3 LA BIOM AS A
La biomasa es toda sustancia orgánica renovable de origen tanto animal como
vegetal. La energía de la biomasa proviene de la energía que almacenan los seres
vivos; en primer lugar, al realizar la fotosíntesis, las plantas utilizan la energía
del sol para formar sustancias orgánicas. Posteriormente, los animales
incorporan y transforman esa energía al alimentarse de las plantas. De esta
manera, los productos de dicha transformación, considerados como residuos,
pueden ser aprovechados como recurso energético.
La biomasa como recurso energético, es la materia orgánica derivada de un
proceso biológico, espontáneo o provocado, utilizable como fuente de energía.
Existen procesos termoquímicos que mediante reacciones exotérmicas
transforman parte de la energía química de la biomasa en energía térmica.
Dentro de estos métodos se encuentran la combustión, la pirólisis, la gasificación
y la biodigestión. La energía térmica obtenida puede utilizarse para calefacción,
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generación de vapor; o para transformarla en otro tipo de energía, como la
energía eléctrica o la energía mecánica.
Los factores que condicionan el consumo de biomasa como energético son:
Factores geográficos: la biomasa no es producida en todas las regiones, lo cual implica costos
de transporte para llegar a los centros de consumo.
Factores económicos: la rentabilidad de la biomasa como recurso energético dependerá de los
precios de otros combustibles y del mercado energético.
Disponibilidad del recurso: determinar el acceso y temporalidad del recurso.
TIPOS DE BIOMASA: Existen diferentes tipos de biomasa que pueden ser
utilizados como recurso energético, por ejemplo:
Biomasa natural: Es aquella que se produce en la naturaleza sin ninguna intervención humana.
El problema que presenta este tipo de biomasa es la necesaria gestión de la adquisición y
transporte del recurso al lugar de utilización, lo que podría provocar que su explotación sea
inviable económicamente.
Biomasa residual (seca y húmeda): Son los residuos generados en las actividades agrícolas,
ganaderas, forestales, así como en las industrias madereras y agroalimentaria, y que pueden ser
utilizados y considerados subproductos. Como ejemplo podemos considerar el serrín, la cáscara
de almendra, el orujillo, las podas de frutales, etc. Se denomina biomasa residual húmeda a los
vertidos llamados biodegradables, es decir, las aguas residuales urbanas e industriales y los
residuos ganaderos (principalmente purines).
Cultivos energéticos o plantaciones dedicadas: Son los cultivos cuya con la única finalidad de
producir biomasa transformable en combustible. Estos cultivos los podemos dividir en:
1. Cultivos ya existentes como los cereales, oleaginosas, remolacha, etc.;
2. Lignocelulósicos forestales (chopo, sauces, etc.)
3. Lignocelulósicos herbáceos como el cardo Cynara cardunculus
4. Otros cultivos como la pataca
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1.2 MARCO LEGAL Y REGULATORIO
1.2.1 LEY PARA EL APRO VE CH AMI EN TO D E ENE RGÍAS RENO V ABLES Y EL FINAN CI AMIEN TO
DE L A TRANSICI ÓN EN ERGÉ TI CA
La Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de
la Transición Energética (LAERFTE) fue publicada en el Diario Oficial de la
Federación (DOF) el 27 de noviembre de 2008 y tiene por objeto regular el
aprovechamiento de fuentes de energía renovables y tecnologías limpias para
generar electricidad con fines distintos a la prestación del servicio público de
energía eléctrica. Asimismo, establece la estrategia nacional y los instrumentos
para el financiamiento de la transición energética. En su Art. 3° menciona las
energías renovables consideradas bajo esta Ley, incluyendo los bioenergéticos,
objeto de nuestro proyecto.
En cuanto al aspecto financiero, en el Art. 27 de esta Ley se establece que se crea
el Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la
Energía, el cual otorgará garantías de crédito u otro tipo de apoyos financieros
para los proyectos que cumplan con el objeto de la Estrategia.
Aunado al fondo que se menciona anteriormente, el Art. 30 establece que el
Ejecutivo Federal, los gobiernos de las entidades federativas, del Distrito Federal
y de los Municipios, podrán firmar convenios con los Suministradores con
objeto de que, de manera conjunta, se lleven a cabo proyectos de
aprovechamiento de las energías renovables disponibles en su territorio, abriendo
así la posibilidad de asociaciones con los promotores de proyectos
(suministradores) en aquellos esquemas que dicta la Ley del Servicio Público de
Energía Eléctrica que no son considerados como servicio público
(autoabastecimiento, cogeneración y productores independientes).
Finalmente, en el Art. 31 se menciona que el Ejecutivo Federal diseñará e
instrumentará las políticas y medidas para facilitar el flujo de recursos derivados
de los mecanismos internacionales de financiamiento relacionados con la
mitigación del cambio climático; es decir que, ya se considera que aquellos
proyectos que participen en el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL),
establecido por el Protocolo de Kioto, puedan recibir el beneficio financiero de
los certificados de reducción de emisiones (Certified Emission Reductions,
CERs por sus siglas en inglés).
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1.2.2 ESTRATEGI A NACI ON AL PARA L A TRANSI CIÓ N ENERGÉ TI CA Y EL APRO VECH AMIEN TO
SUSTEN TABLE DE L A ENERGÍ A
De acuerdo a esta Estrategia, publicada por la Secretaría de Energía (SENER)
con base en lo establecido en el Capítulo IV de la LAERFTE), se define al
concepto de Transición Energética de la siguiente manera:
“La transición energética consiste en un cambio de enfoque en el sector energético,
un proceso a través del cual se genere un mejor aprovechamiento de los combustibles
fósiles y se desarrolle y fomente el uso de energías renovables con el fin de
diversificar las fuentes primarias de energía y aminorar el impacto al medio ambiente
al disminuir las emisiones de GEI originadas por el uso de combustibles fósiles, los
cuales representan actualmente la principal fuente de energía a nivel internacional”.
Específicamente y para uso de nuestro proyecto, el enfoque que se le da a la
transición energética es en los siguientes campos:
Diversificar las fuentes primarias de energía (para nuestro caso, el uso de biomasa).
Fomentar el aprovechamiento de fuentes renovables de energía (ej.: biomasa) y
biocombustibles, de una manera en que resulten técnica, económica, ambiental y socialmente
viables.
Mitigar el incremento en las emisiones de GEI.
1.2.3 LEY PARA EL APRO VECHAMIEN TO SUSTEN TABLE DE L A EN ERGÍ A
Esta Ley tiene como objetivo proporcionar un aprovechamiento sustentable de la
energía mediante el uso óptimo de la misma en todos sus procesos y actividades,
desde su explotación hasta su consumo. A partir de la interpretación de uso
óptimo, se define el concepto de Eficiencia Energética como:
“Todas las acciones que conllevan a una reducción económicamente viable de la
cantidad de energía necesaria para satisfacer las necesidades energéticas de los
servicios y bienes que requiere la sociedad, asegurando un nivel de calidad igual o
superior y una disminución de los impactos ambientales negativos derivados de la
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generación, distribución y consumo de energía. Queda incluida en esta definición, la
sustitución de fuentes no renovables de energía por fuentes renovables de energía.”
En base a esta definición, nuestro proyecto tendrá un componente de eficiencia
energética, el cual se podrá considerar como beneficio cuantitativo en los
cálculos de sustitución de fuentes no renovables.
1.2.4 LEY DE PRO MO CIÓN Y DES ARROLLO DE LOS BIOENE RGÉ TI COS
Esta Ley tiene por objeto la promoción y desarrollo de los bioenergéticos con el
fin de coadyuvar a la diversificación energética y el desarrollo sustentable como
condiciones que permiten garantizar el apoyo al campo mexicano y establece las
bases para:
I. Promover la producción de insumos para bioenergéticos, a partir de las actividades
agropecuarias, forestales, algas, procesos biotecnológicos y enzimáticos del campo mexicano,
sin poner en riesgo la seguridad y soberanía alimentaria del país de conformidad con lo
establecido en el artículo 178 y 179 de la Ley de Desarrollo Rural Sustentable.
II. Desarrollar la producción, comercialización y uso eficiente de los bioenergéticos para contribuir
a la reactivación del sector rural, la generación de empleo y una mejor calidad de vida para la
población; en particular las de alta y muy alta marginalidad.
III. Procurar la reducción de emisiones contaminantes a la atmósfera y gases de efecto de
invernadero, utilizando para ello los instrumentos internacionales contenidos en los Tratados en
que México sea parte, y
IV. Coordinar acciones entre los Gobiernos Federal, Estatales, Distrito Federal y Municipales, así
como la concurrencia con los sectores social y privado, para el desarrollo de los bioenergéticos.
1.2.5 LEY DEL SE RVI CIO PÚBLI CO D E ENE RGÍ A EL ÉCTRI CA
Esta Ley que tuvo su última reforma el 22 de diciembre de 1993, y establece en
su Art. 1° que le corresponde exclusivamente a la Nación, generar, conducir,
transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la
prestación de servicio público, en los términos del Artículo 27 Constitucional y
que en esta materia no se otorgarán concesiones a los particulares y la Nación
aprovechará, a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), los bienes y
recursos naturales que se requieran para dichos fines.
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Sin embargo en el año 1992, a través de la reforma del Art. 3 se abre una puerta
para los particulares definiendo que no se considera servicio público las
siguientes actividades:
I. La generación de energía eléctrica para autoabastecimiento, cogeneración o pequeña
producción;
II. La generación de energía eléctrica que realicen los productores independientes para su venta a
la CFE;
III. La generación de energía eléctrica para su exportación, derivada de cogeneración, producción
independiente y pequeña producción;
IV. La importación de energía eléctrica por parte de personas físicas o morales, destinada
exclusivamente al abastecimiento para usos propios; y
V. La generación de energía eléctrica destinada a uso en emergencias derivadas de interrupciones
en el servicio público de energía eléctrica.
Asimismo, designa a la SENER como la responsable de dictar, conforme a la
política nacional de energéticos, las disposiciones relativas al servicio público de
energía eléctrica, que deberán ser cumplidas y observadas por la CFE y por todas
las personas físicas o morales que concurran al proceso productivo.
En el Capítulo V de esta Ley, se menciona lo relevante en cuanto al suministro
de energía eléctrica y el Art. 25 establece que la CFE es quién deberá suministrar
energía eléctrica a todo aquel que solicite el servicio, salvo que exista
impedimento técnico o razones económicas para hacerlo, sin establecer
preferencia alguna dentro de cada clasificación tarifaria.
El Art. 30 establece que la venta de energía eléctrica se regirá por las tarifas que
apruebe la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y que las
condiciones de la prestación de los servicios que deban consignarse en los
contratos de suministro y de los modelos de éstos, serán aprobados por la
Secretaría de Economía (SE), considerando a la SENER, y que dichas formas de
contrato se publicarán en el DOF.
Y es el Art. 31 que establece que la SHCP, con la participación de la SENER y
SE, y a propuesta de la CFE, fijará las tarifas, su ajuste o reestructuración, de
manera que tienda a cubrir las necesidades financieras y las de ampliación del
servicio público, y el racional consumo de energía. De igual forma, la reforma de
1983 establece que es la propia SHCP quién podrá fijar tarifas especiales en
horas de demanda máxima, demanda mínima o una combinación de ambas.
19
Uno de los aspectos más relevantes de la reforma de 1992 fueron los Art. 36 y
36-bis, mismos que establecen los mecanismos para otorgar permisos de
autoabastecimiento, de cogeneración, de producción independiente, de pequeña
producción o de importación o exportación de energía eléctrica, para aquello
contemplado en el Art. 3 de esta Ley.
El Art. 36 establece las siguientes condiciones para cada una de las figuras
legales para generación de energía eléctrica, mencionados anteriormente:
I. De Autoabastecimiento de energía eléctrica destinada a la satisfacción de necesidades propias
de personas físicas o morales, siempre que no resulte inconveniente para el país a juicio de la
SENER. Para el otorgamiento del permiso se solicitará lo siguiente:
a. Cuando sean varios los solicitantes para fines de autoabastecimiento a partir de una
central eléctrica, tendrán el carácter de copropietarios de la misma o constituirán al efecto
una sociedad cuyo objeto sea la generación de energía eléctrica para satisfacción del
conjunto de las necesidades de autoabastecimiento de sus socios. La entrega de energía
eléctrica se limita a aquellas personas físicas o morales que sean parte de esta sociedad.
Que el solicitante ponga a disposición de la CFE sus excedentes de producción de
energía eléctrica, en los términos del artículo 36-Bis, abajo descrito.
II. De Cogeneración, para generar energía eléctrica producida conjuntamente con vapor u otro tipo
de energía térmica secundaria, o ambos; cuando la energía térmica no aprovechada en los
procesos se utilice para la producción directa o indirecta de energía eléctrica o cuando se
utilicen combustibles producidos en sus procesos para la generación directa o indirecta de
energía eléctrica y siempre que, en cualesquiera de los casos:
a. La electricidad generada se destine a la satisfacción de las necesidades de
establecimientos asociados a la cogeneración, siempre que se incrementen las eficiencias
energética y económica de todo el proceso y que la primera sea mayor que la obtenida en
plantas de generación convencionales. El permisionario puede no ser el operador de los
procesos que den lugar a la cogeneración.
b. El solicitante se obligue a poner sus excedentes de producción de energía eléctrica a la
disposición de la CFE, en los términos del artículo 36-Bis.
III. De Producción Independiente para generar energía eléctrica destinada a su venta a la CFE,
quedando ésta legalmente obligada a adquirirla en los términos y condiciones económicas que
se convengan. Estos permisos podrán ser otorgados cuando se satisfagan los siguientes
requisitos:
20
a. Que los solicitantes sean personas físicas o personas morales constituidas conforme a las
leyes mexicanas y con domicilio en el territorio nacional, y que cumplan con los
requisitos establecidos en la legislación aplicable;
b. Que los proyectos motivo de la solicitud estén incluidos en la planeación y programas
respectivos de la CFE o sean equivalentes. La SENER podrá otorgar permisos para
proyectos no incluidos en dicha planeación y programas, cuando la producción de
energía eléctrica de tales proyectos haya sido comprometida para su exportación; y
c. Que los solicitantes se obliguen a vender su producción de energía eléctrica
exclusivamente a la CFE, mediante convenios a largo plazo, en los términos del artículo
36-Bis o, previo permiso de la Secretaría en los términos de esta Ley, a exportar total o
parcialmente dicha producción.
IV. De Pequeña Producción de Energía Eléctrica, siempre que se satisfagan los siguientes
requisitos:
a. Que los solicitantes sean personas físicas de nacionalidad mexicana o personas morales
constituidas conforme a las leyes mexicanas y con domicilio en el territorio nacional, y
que cumplan con los requisitos establecidos en la legislación aplicable;
b. Que los solicitantes destinen la totalidad de la energía para su venta a la CFE. En este
caso, la capacidad total del proyecto, en un área determinada por la Secretaría, no podrá
exceder de 30 MW; y
c. Alternativamente a lo indicado en el inciso b) y como una modalidad del
autoabastecimiento a que se refiere la fracción I, que los solicitantes destinen el total de
la producción de energía eléctrica a pequeñas comunidades rurales o áreas aisladas que
carezcan de la misma y que la utilicen para su autoconsumo, siempre que los interesados
constituyan cooperativas de consumo, copropiedades, asociaciones o sociedades civiles,
o celebren convenios de cooperación solidaria para dicho propósito y que los proyectos,
en tales casos, no excedan de 1 MW;
V. De Importación o Exportación de energía eléctrica
Las reglas para el otorgamiento de los permisos mencionados anteriormente son:
1. El ejercicio autorizado de las actividades podrá incluir la conducción, la transformación y la
entrega de la energía eléctrica de que se trate, según las particularidades de cada caso;
2. El uso temporal de la red del sistema eléctrico nacional por parte de los permisionarios,
solamente podrá efectuarse previo convenio celebrado con la CFE, cuando ello no ponga en
riesgo la prestación del servicio público ni se afecten derechos de terceros. En dichos convenios
deberá estipularse la contraprestación en favor de dicha entidad y a cargo de los permisionarios
(Contrato de Interconexión);
21
3. La SENER, considerando la opinión de CFE, podrá otorgar permiso para cada una de las
actividades o para ejercer varias, autorizar la transferencia de los permisos e imponer las
condiciones pertinentes de acuerdo con lo previsto en esta Ley, su Reglamento y las Normas
Oficiales Mexicanas, cuidando en todo caso el interés general y la seguridad, eficiencia y
estabilidad del servicio público;
4. Los titulares de los permisos no podrán vender, revender o por cualquier acto jurídico enajenar
capacidad o energía eléctrica, salvo en los casos previstos expresamente por esta Ley; y
5. Serán causales de revocación de los permisos correspondientes, a juicio de la SENER, el
incumplimiento de las disposiciones de esta Ley, o de los términos y condiciones establecidos
en los permisos respectivos.
El Art. 36-bis, establece que para la prestación del servicio público de energía
eléctrica deberá aprovecharse tanto en el corto como en el largo plazo, la
producción de energía eléctrica que resulte de menor costo para la CFE y que
ofrezca, además, óptima estabilidad, calidad y seguridad del servicio público, a
cuyo efecto se observará lo siguiente:
I. Para la adquisición de energía eléctrica que se destine al servicio público, deberá considerarse la
que generen los particulares bajo cualquiera de las modalidades reconocidas en el artículo 36 de
esta Ley;
II. Los términos y condiciones de los convenios por los que, en su caso, la CFE adquiera la energía
eléctrica de los particulares, como se describe a continuación, mismos que se encuentran
definidos en el Reglamento de la Ley:
i. Con los adjudicatarios de las convocatorias que realice CFE para la compra de energía
eléctrica.
ii. Con los permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración, conforme a las metodologías
que expida la SENER, según la modalidad que se trate, atendiéndose a lo siguiente:
a) Hasta por 20 MW cuando se trate de permisionarios de autoabastecimiento, siempre
y cuando tengan una capacidad instalada total hasta de 40 MW;
b) Hasta con el cincuenta por ciento de su capacidad total cuando se trate de
permisionarios de autoabastecimiento, siempre y cuando tengan una capacidad
instalada total superior a 40 MW, y
c) Hasta la totalidad de la producción excedente de los permisionarios de cogeneración.
El porcentaje que se establece en el inciso b) anterior podrá ser modificado por la
Secretaría, conforme a las necesidades de energía que requiera la prestación del
servicio público y al nivel de reserva de energía del Sistema Eléctrico Nacional.
22
iii. Con los demás permisionarios podrán celebrarse convenios en los que se acuerden las
compras de energía según las reglas de despacho.
Basados en el inciso b y c enunciados anteriormente, hemos desarrollado un
escenario de venta de energía a CFE para contar con ingresos adicionales para el
proyecto objeto del presente trabajo. En la sección 4 se realizará una descripción
más detallada de esta opción.
Aún con los permisos de generación que se mencionan en la Ley (Art. 36 y 36-
bis), en su Art. 37 se establecen las obligaciones de los titulares de estos
permisos, y en el inciso c) se destaca que: La entrega de energía eléctrica a la red
de servicio público, se sujetará a las reglas de despacho y operación del Sistema
Eléctrico Nacional que establezca la CFE.
La duración de estos permisos se establece bajo el Art. 38, el cual dice lo
siguiente:
Los permisos a que se refieren las fracciones I, II, IV y V del artículo 36 tendrán
duración indefinida mientras se cumplan las disposiciones legales aplicables y
los términos en los que hubieran sido expedidos. Los permisos a que se refiere la
fracción III del propio artículo 36 tendrán una duración de hasta 30 años, y
podrán ser renovados a su término, siempre que se cumpla con las disposiciones
legales vigentes.
Finalmente, el Capítulo VI de esta Ley, establece las sanciones cuando se trate
de las infracciones y la multa asignada.
1.2.6 REGL AMEN TO DE L A LEY PARA EL APRO VE CH AMI EN TO DE ENE RGÍAS RENO V ABLES Y
EL FIN AN CI AMI E N TO D E L A TRANSICI ÓN ENE RGÉ TI CA
La sección del reglamento relevante para nuestro proyecto, se encuentra en el
Título Cuarto, Capítulos II y III en donde se define la estructura de las
licitaciones para proyectos de Generación Renovable y de Cogeneración
Eficiente, contraprestaciones por energía y capacidad.
CFE llevará a cabo licitaciones separadas para proyectos de Generación
Renovable y para proyectos de Cogeneración Eficiente, de acuerdo con las metas
que establezca el Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías
Renovables.
23
La Comisión Reguladora de Energía (CRE) elaborará las metodologías para la
determinación de contraprestaciones máximas que pagará CFE a los generadores
que utilicen Energías renovables, con base en los costos eficientes estimados
para el desarrollo de los proyectos más una utilidad razonable.
La determinación de las contraprestaciones máximas podrá sujetarse a cualquiera
de los siguientes esquemas:
I. Contraprestaciones por capacidad y energía que reflejen, respectivamente, los costos
fijos, incluyendo el rendimiento sobre la inversión, y los variables en que incurra el
permisionario, y
II. Una contraprestación por unidad de energía que incorpore las retribuciones por concepto
de capacidad y de energía.
1.2.7 PROG RAM A ES PE CI AL PARA EL APROVE CH AM IENTO DE EN ERGÍ AS RENOV ABLES
El Programa se enfoca en detallar las políticas públicas que promuevan fuentes
renovables de energía y la utilización óptima de las mismas. Para el caso
específico de la biomasa, establece acciones específicas para su
aprovechamiento, tales como:
1. Evaluar ampliam ente en todo el territorio nacional el potencial energético para el
aprovechamiento de biomasa;
2. Establecer los criterios de sustentabilidad y recomendaciones que permitan su aprovechamiento
sin afectar los ecosistemas;
3. Impulsar el desarrollo de técnicas y tecnologías que permitan ampliar la participación de la
biomasa en el Balance Energético Nacional, a través de la elaboración de un censo de los
diferentes insumos existentes y su posible desarrollo;
4. Analizar la integración de la generación distribuida con energía de biomasa dentro de los
programas de expansión del sector eléctrico, para sistemas remotos y para sistemas híbridos, y
5. Realizar talleres regionales para el análisis de los aspectos relevantes para el diseño, licitación,
financiamiento, construcción y operación de los sistemas para el aprovechamiento de la
biomasa.
Asimismo, el Programa establece objetivos de participación de proyectos a partir
de biomasa a largo plazo como se muestran a continuación:
24
Tabla 1. Metas del Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables
Objetivo 2012 Porcentaje correspondiente a
biomasa
7.6% de capacidad instalada en energía renovable 0.85%
4.5% y 6.6% generación eléctrica total mediante
fuentes de energía renovable
0.19 – 0.32%
1.3 LOS AGRO-ENERGÉTICOS
1.3.1 LA JATROFA
La Jatropha curcas, conocida como piñón de tempate o jatrofa, es
una Euphorbiacea que tiene propiedades medicinales. Nativa de América
Central, fue difundida a Asia y África por comerciantes portugueses, como
planta para cercar y hoy en día se ha expandido por el mundo entero.
Las semillas de Jatropha contienen un aceite no comestible, que se puede utilizar
directamente para aprovisionar de combustible lámparas y motores de
combustión o se puede transformar en biodiésel, mediante un proceso
de transesterificación. Entre los subproductos de su procesamiento, se encuentra
la glicerina, utilizada para fabricar jabones y colorantes derivados de la semilla.
Esta planta resiste en un alto grado la sequía y prospera con apenas 250 a 600
mm de lluvia al año. El uso de pesticidas no es representativo, gracias a las
características pesticidas y fungicidas de la misma planta.
1.3.2 CULTI VO Y PATRONES DE PROD UCCI ÓN
La propagación se realiza mediante semillas y/o esquejes (estacas) en
invernadero. La germinación en las semillas tiene una duración de 15 días, y
puede comenzar incluso a partir del tercero al quinto día. El porcentaje de
germinación oscila entre 60 y 90%.
25
Las plántulas se desarrollan durante 3 meses en invernadero, y se trasplantan al
campo cuando tienen una altura entre 40 y 50 centímetros. El crecimiento de
raíces comienza en 8 a 15 días con alrededor de 75% de viabilidad.
La plantación en campo puede realizarse a distancia de tres a cuatro metros entre
plantas, en cepas de 30 x 30 x 30 centímetros. Es necesario realizar un control
las malezas durante el establecimiento de la plantación y desarrollo inicial de las
plantas.
La fertilización puede realizarse mediante aplicación de estiércol durante el
trasplante en cantidad de 0.25 a 2 kilogramos por plántula y 150 gramos de
superfosfato seguidos de 20 gramos de urea después de 30 días. La aplicación de
nitrógeno (urea) y fósforo (superfosfato) propicia la floración. Estas cantidades
no son definitivas, sino que varían en función del análisis, propiedades y
fertilidad en los suelos.
La poda se realiza cuando la planta ha alcanzado unos 35 ó 45 cm. de altura al
inicio del segundo período de lluvia, lo cual propicia el desarrollo de ramas
laterales. La poda de formación en árboles adultos se realiza entre marzo y mayo
para ayudar a mantener la altura en árboles para facilitar la cosecha de frutos.
El clima para cultivo de Jatropha, debe ser preferiblemente tropical o subtropical
con temperatura media anual de 20°C. La planta soporta heladas leves de corta
duración, siempre que la temperatura no se presente por debajo de 0°C. Se
desarrolla en altitudes desde el nivel del mar hasta los 1200 metros
preferentemente, y con precipitación pluvial desde 300 hasta 1800 milímetros
anuales de lluvia ó más.
Los suelos para cultivo de Jatropha, deben ser arenosos, ventilados, bien
drenados, con un PH entre 5 y 7, de fertilidad media a escasa y con profundidad
mínima de 60 centímetros.
Recientemente, Comisión Nacional Forestal (CONAFOR) reconoció la Jatropha
como una especie forestal, concediendo de esta manera los beneficios de los
programas forestales para las plantaciones de esta planta en México.
La captura de carbono en plantaciones de Jatropha ocurre únicamente durante el
desarrollo de las plantas hasta llegar a su estado de madurez, realizando el
secuestro de CO2 por medio de las ramas y troncos. La cantidad CO2 que el árbol
captura, consiste sólo en el pequeño incremento anual que se presenta en la
madera del árbol multiplicado por la biomasa del árbol que contiene carbono.
Entre 40% y 50% de la biomasa de un árbol es carbono. Es necesario conservar
los árboles para evitar que el CO2 contenido en ellos se emita a la atmósfera.
26
La cosecha del fruto se realiza en dos o tres ocasiones durante al año, debido a
que no todos los frutos maduran al mismo tiempo. La floración tiende a ser
episódica y responde a la variación en la precipitación pluvial.
1.3.3 LA JATROFA PARA PRO DUCCI ÓN D E BIODIESE L
La Jatrofa cuenta con excelentes cualidades para ser usada en la producción de
biodiesel, ya que ofrece ventajas adicionales sobre otros cultivos, por ejemplo no
afecta cadenas alimenticias; es muy resistente, por lo que puede ser cultivado en
tierras improductivas y con limitado acceso al agua; y por último, tiene mayor
rendimiento por hectárea que la mayoría de los cultivos usados para
biocombustibles.
El aceite contenido en las semillas de Jatropha, que va del 30% a 40% de su
peso, el cual puede ser transformado en biodiesel mediante proceso de
esterificación y, en caso de variedades tóxicas de Jatropha, el aceite puede ser
transformado en bio-pesticidas. Los sub-productos en la elaboración de biodiesel
con aceite de Jatropha son: glicerina y una pasta resultante de la extracción de
aceite. Tanto la pasta y las cascarillas de los frutos de la planta pueden ser
aprovechables para producir energía eléctrica.
1.3.4 SUBPRO DUCTOS DEL PRO CESO DE PRO CE SO D E PROD UCCI ÓN DE A CE ITE
Los subproductos más significativos obtenidos de extracción del aceite de la
Jatrofa son harina de las semillas, una pasta residual y las cascarillas de los
frutos de la planta. De estos subproductos, generalmente sólo se reutiliza la
harina de las semillas como suplemento alimenticio para ganado, debido al alto
contenido proteico de la misma. De la producción de biogás a través de los otros
dos residuos, se obtiene una materia orgánica degradada.
1.3.5 IM PACTOS Y BENEFI CI OS
Impactos positivos en el desarrollo del proyecto:
Generación de empleos en comunidades rurales
Beneficios para inversionistas y productores
Productores en comunidades rurales aseguran ingreso adicional a largo plazo
Uso de terrenos improductivos
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Se evita la utilización de alimentos para elaboración de biocombustibles
Participación en programas y mecanismos relacionados con energía renovable
Promoción de la sustentabilidad en el medio rural
Mejora de las condiciones de infraestructura en los alrededores del proyecto
Impactos positivos en el medio ambiente:
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero por consumo de energía eléctrica de la
red nacional, y por lo tanto la posible obtención de bonos de carbono
Secuestro de CO2 por medio de la plantación de Jatropha
Se evita la desertificación, la deforestación y degradación en los suelos recuperando suelos
improductivos
Se favorece la biodiversidad y conservación ecológica en zonas marginales
Desplazamiento de consumo de energía a base de combustibles fósiles
Beneficios para los inversionistas:
Ganancias económicas de acuerdo con los términos y condiciones en los proyectos
Mejora de la imagen corporativa al invertir en un proyecto de energía renovable
Acceso al mercado de energías renovables y biocombustibles
Obtención de certificados de reducción de emisiones de CO2
Deducción de impuestos derivado de la inversión en tecnologías de energía renovable
Creación de capacidad técnica y comercial
Beneficios para los productores:
Ganancias económicas de acuerdo con los términos y condiciones de los proyectos
Aseguramiento de ingresos adicionales a largo plazo por medio de la venta de energía eléctrica
y de bonos de carbono
Acceso a biocombustibles
Obtención de asistencia técnica y capacitación
Aprovechamiento de suelos improductivos
Disminución de la dependencia de cultivos agrícolas alimentarios
Mayor influencia en el ámbito rural
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Reducción en la degradación de suelos y deforestación
Capacitación técnica y comercial
1.4 PLANTA DE PROCESAMIENTO DE BIODIESEL UTILIZANDO LA JATROFA
1.4.1 DES CRI PCIÓN DEL PRO CE SO DE EX TRACCI ÓN DE BIODIESEL
Posterior a la recolección manual de las semillas, se realiza la organización
logística del proceso de extracción de aceite empezando por la selección y
distribución de semillas, secado, extracción de aceite en prensa, distribución de
la pasta (cake) de prensa y almacenaje de aceite.
Fig. 1 Cadena de procesamiento de las semillas de Jatropha
PROCESAMIENTO DE LA SEMILLA Una vez recolectado el fruto de la jatropha, se realiza la extracción manual de
las semillas. A continuación, se extienden todas las semillas obtenidas en
planchas de secado para facilitar la extracción del aceite. Dado que el clima de
México es propicio para realizar el secado natural aprovechando la radiación
solar, no se necesitan de procedimientos especiales para el secado de las
semillas.
Recolección de semillas
Secado de semillas
Prensado de semillas – obtención de aceite
Torta o cake de prensa Aceite crudo
Filtrado
Aceite puro
Procesamiento de biodiesel
Biodiesel
Glicerina
29
PRENSADO Y OBTENCIÓN DEL ACEITE Las semillas se calientan para extraer su aceite, ya sea exponiéndolas
directamente al calor de la luz solar sobre lienzos de plástico negro durante
varias horas, o tostándolas durante diez minutos aproximadamente.
Las semillas deben ser calentadas para romper las células de las semillas que
contienen el aceite, permitiendo que éste fluya fácilmente. El calor adelgaza el
aceite y facilita su extracción.
Una vez secadas las semillas, se conducen hasta un molino para triturarlas y
obtener el aceite que contienen en su interior. Como resultado de la prensa de las
semillas, se obtiene una pasta o cake con alto contenido energético, que será
aprovechado como biomasa para generar energía eléctrica.
PURIFICACIÓN DEL ACEITE El aceite obtenido por medio del prensado, contiene varias impurezas,
principalmente residuos de las semillas, por lo que debe pasar por un proceso de
purificación. La purificación del aceite se realiza por 3 métodos:
1. Sedimentación. El aceite pasa por una serie de compartimentos donde se depositan las
sustancias más pesadas por el efecto de la gravedad. Es un proceso lento y que desperdicia
mucho aceite.
Fig. 2 Esquema de purificación del aceite
2. Filtrado. El aceite pasa por un filtro o serie de filtros con el poro adecuado para no dejar pasar
las partículas de un determinado tamaño. El uso de varios filtros con diferente tamaño de poro
hace el proceso más rápido.
30
3. Centrifugado. El aceite se introduce en una máquina que lo hace girar rápidamente y se extraen
las partículas sólidas a través de un filtro.
OBTENCIÓN DEL BIODIESEL
La obtención del biodiesel se lleva a cabo utilizando un tanque procesador y un
tanque catalizador. El primero servirá para calentar el aceite entre 50 y 60°C.
Posteriormente, se realiza un análisis que consiste en una prueba rápida para
conocer la cantidad de ácidos grasos libres en el aceite vegetal, utilizado el PH
(acidez-alcalinidad) como medida. Un PH de 8.5 indica que la reacción es
completa. Una vez completado el análisis, se introduce el aceite en el tanque
catalizador de la Premezcla, agregando sosa cáustica en la cantidad que
corresponda de acuerdo con el análisis previo efectuado al aceite vegetal.
Al Tanque Catalizador de la Premezcla donde se encuentra la sosa cáustica, se le
agrega metanol lentamente. Mediante una bomba se pone a circular el aceite
vegetal que se encuentra en el Tanque Procesador. El Tanque Procesador está
conectado al Tanque Catalizador de la Premezcla. La circulación del aceite en el
Tanque procesador hace que la Premezcla (sosa cáustica y metanol) del Tanque
Catalizador pase al fondo del Tanque Procesador donde se encuentra el aceite
vegetal. El resultado de esta mezcla (aceite vegetal, sosa cáustica y metanol) es
una solución de glicerina y biodiesel.
Después que el mezclado se ha realizado, se deja reposar la mezcla. De este
modo, la glicerina se separa del biodiesel quedando en la parte inferior del
Tanque Procesador. La glicerina se extrae del Tanque Procesador por gravedad,
a través de una válvula en la parte inferior de dicho tanque. Cuando la mezcla ha
sido correcta, la cantidad de glicerina será igual a la de metanol que se agregó.
Posterior al drenado de glicerina, el biodiesel puede ser lavado aplicando un
rocío fino de agua. De esta manera se generará un agua jabonosa que se irá al
fondo del tanque, debido a que el agua es más densa que el biodiesel. El proceso
puede completarse, ya sea en el Tanque Procesador, ó en un Tanque de Lavado
por separado.
Finalmente, el agua es drenada de manera similar a lo efectuado con la glicerina.
La cantidad de biodiesel que se obtiene, es igual a la cantidad de aceite vegetal
que se utilizó, porque el volumen de glicerina que se extrae es igual a la cantidad
de metanol que se agregó a la mezcla (siempre 1:5, es decir, un litro de metanol
por cinco de aceite vegetal). A continuación se presenta un esquema que muestra
el ciclo de la obtención de biodiesel:
31
Fig. 3 Esquema de obtención de biodiesel
32
2. ESTUDIO DEL POTENCIAL ENERGÉTICO DE LOS SUBPRODUCTOS DE LA JATROFA
2.1 GENERACIÓN DE LA BIOMASA RESIDUAL En el presente trabajo, se realizó una evaluación cuantitativa y cualitativa
mediante el estudio experimental de las características físico-químicas de cada
uno de sus componentes o residuos agroindustriales del proceso de extracción de
biodiesel a partir de la Jatropha.
Este estudio permitió determinar las potencialidades energéticas en dependencia
del poder calórico o potencia calorífica (PCS y PCI) mediante métodos
experimentales (uso de una bomba calorimétrica) o analíticos (uso de la
composición elemental de los combustibles C-H-O-N-S, humedad y cenizas,
todos expresados en tanto por ciento). La determinación de estos parámetros
físico-químicos, junto a la evaluación fenológica y productiva del cultivo,
permiten estimar la producción de biomasa con fines energéticos y la producción
de energía de este agrosistema forestal, lo que facilita la selección y diseño de las
tecnologías para sus usos, con grandes impactos socioeconómicos y ambientales.
Como se describe en la sección anterior, los principales subproductos
aprovechables del proceso de extracción de biodiesel a partir de la Jatropha son:
Cáscara del fruto: se refiere al envolvente que contiene a las 3-4 semillas de Jatrofa del
cual se extrae el aceite vegetal para producir el biodiesel
Cáscara de la semilla: se refiere al envolvente de las semillas
Cake: es la harina o pasta proveniente del prensado y extracción de aceite de las semillas
Tallo y hojas: provenientes de la poda de la planta de Jatrofa.
Desmonte: limpieza de terrenos, para su preparación.
2.1.1 CARACTE RIZ ACIÓN DE LO S S UBPROD UCTOS D EL PRO CESAMIEN TO DE L A JATROF A
CARACTERÍSTICAS DE LOS FRUTOS Los frutos son cápsulas drupáceas de 2 cm de diámetro, como una pelotita de
ping-pong de color café claro, donde se encuentran de tres a cuatro semillas del
tamaño, forma y apariencia de una almendra, aunque más blancuzca, rodeadas
por un material en forma de pulpa y la cáscara del fruto, que se convierte en un
material pergaminoso al secarse. Una hectárea de cultivo energético de Jatrofa
33
curcas (en base a 400 árboles/ha) puede producir 3 500 kg de frutos (con un peso
promedio por fruto de 3,3 g).
CÁSCARA DEL FRUTO
Para obtener la semilla que contiene el aceite vegetal, es preciso pelar o
descascarar el fruto, lo que puede hacerse de forma manual o con una máquina
descascaradora. La producción de cáscara del fruto es de 1,000 kg/ha (30% del
peso del fruto). La cáscara tiene un valor calórico de aproximadamente 2,651
kcal/kg (15% de humedad), por lo que también puede ser empleada como
combustible.
La cáscara también puede transformarse, mediante un proceso de digestión
anaerobia, en biogás y biofertilizante (efluente del digestor), lo que podría
optimizar los rendimientos energéticos.
SEMILLA Una hectárea de Jatrofa podría producir unos 2,500 kg de semillas (70% del peso
del fruto y 5% de humedad). Cada semilla pesa como promedio 0,84 g en la
variedad nativa, según los resultados experimentales obtenidos en el segundo
año del cultivo. De este peso, 74% corresponde a la nuez y 26% a la cascarilla o
pergamino.
La cascarilla tiene un valor calórico de 4,108 kcal/kg (10% de humedad), por lo
que puede ser empleada como portador energético.
Por cada 100 gr, la semilla puede contener 6,6 gr de agua, 18,2 gr de proteína,
38,0 g de aceite vegetal, 33,5 gr de hidrato de carbono total, 15,5 g de fibra y 4,5
g de ceniza. Las semillas son longevas y debe reducirse su humedad hasta
alcanzar entre 5 y 7% antes de almacenarse.
Las semillas pueden ser prensadas en cualquier máquina extractora de aceite
diseñada para su procesamiento a presión en frío y se obtienen dos productos:
El primero es un jugo o aceite de la semilla, que puede ser utilizado en la fabricación de
jabones, insecticidas, lubricantes; como combustible para las cocinas y faroles de alumbrado y
para la producción de biodiesel. También puede emplearse en la alimentación humana (después
de desintoxicar).
El segundo es un residual conocido con el nombre de torta o cake.
TORTA O CAKE Es una mezcla de carbohidratos, fibra, proteína y aceite que no se pudo extraer,
la cual contiene algunos componentes tóxicos; aún así es muy útil como
biofertilizante por su alto contenido en nitrógeno. Después de eliminados, los
elementos tóxicos se podría transformar en un excelente alimento balanceado
34
para el ganado, con un contenido proteínico superior a 50%. Aproximadamente
1,000 kg de este material podían obtenerse por hectárea, y también puede usarse
como combustible, ya que tiene un valor calórico de 2,651 kcal/kg (3% de
humedad). La variedad mexicana no es tóxica (contenidos de ácido forbólico y
curcina muy bajos), por lo que sus semillas producen una torta de mayor calidad
para usos económicos.
LA MADERA COMBUSTIBLE
Una hectárea de Jatrofa curcas puede aportar unas 20ton de biomasa (base seca),
considerando 200 kg de biomasa por árbol (población de 400 árboles/ha)
después de los seis años. La madera de las podas obligatorias de este cultivo
(mantenimiento y de formación) tiene un valor calórico de 3 702 kcal/kg (15%
de humedad), la cual puede ser empleada como estacas para regeneraciones de la
Jatrofa curcas en potreros, como cercas vivas o como leña combustible.
Desde el punto de vista ambiental cada árbol puede contribuir a fijar 6 kg de CO2
(disminución de las emisiones de gases contaminantes) y 9 kg de O2, además de
contribuir a la reforestación de zonas semiáridas y secas, y ayudar a incrementar
la biodiversidad, evitar la erosión, restablecer el ciclo hídrico y formar suelos.
EL GLICEROL En el proceso de transesterificación del aceite para producir biodiesel por regla
general se forman 79 ml de glicerina por cada litro de aceite usado (7,9 %), o
sea, unos 64,35 Lt de este material por hectárea. La glicerina pura no es sólida a
temperatura ambiente, pero la «capa de glicerina» no es solo glicerina, sino
también una mezcla de glicerina, jabones, metanol sobrante y catalizador (lejía).
Ésta se puede destilar para convertirla en glicerina farmacéutica con un alto valor
añadido como materia prima industrial o como combustible en la producción de
biogás. Hay dos rutas para producir energía de los desechos del proceso de
biodiesel; la bioconversión y la termoconversión, aunque la generación del
biogás combinada es mejor que la combustión.
2.1.2 ESTIM ACIÓ N DE L A CANT ID AD DE BIO M ASA RESI DUAL Y SU CO M POSI CIÓ N
El proyecto se desarrollará en 4 etapas hasta alcanzar un total de 40,000 ha para
ser cultivadas en 2 ciclos por año. El primer ciclo tendrá un 100% de rendimiento
resultando en un 3.5 ton/ ha y el segundo ciclo con un rendimiento menor, 75%,
con 2.6 ton/ha.
En base a estos rendimientos y el área cultivable, se estima un total de 193,550
ton anuales de residuos o subproductos.
35
El cultivo energético de una plantación de Jatrofa Curcas acentúa su producción
a partir del tercer año y se estabiliza a los seis años. En ese momento, por cada
hectárea plantada de Jatrofa curcas en un agrosistema de silvipastoreo se podrían
garantizar los niveles de productividad de biomasa expuestos en la Figura 4 (para
estas condiciones edafoclimáticas y suelos secos y semiáridos):
Fig. 4. Niveles de productividad de biomasa
En esta Figura se pueden observar las características energéticas de las diferentes
biomasas; las de mayor valor económico son el aceite y el glicerol por su
diversidad en usos, potencialidades energéticas y el estado de madurez actual de
la tecnología para su aprovechamiento energético y otros muchos usos
industriales, como materia prima en importantes procesos (jabón, cosméticos,
insecticidas, lubricantes, etcétera).
Tomando en cuenta la caracterización y estimación de volumen descrita
previamente, se estimó una composición típica de la biomasa residual de acuerdo
a los siguientes porcentajes:
Tabla 2. Volúmenes de biomasa residual y subproductos
Subproducto Porcentaje Ton / año
Cáscara de fruto 29% 71,050
Cáscara de semilla 25% 70,000
Cake 25% 52,500
Aceite para biodiesel 21%
36
2.2 ENERGÍA PRIMARIA
2.2.1 PO TEN CI AL ENE RGÉ TI CO DE LOS S UBPROD UCTOS EN L A PLAN TA , CASO DE ES TUDIO
Considerando los siguientes poderes caloríficos de los subproductos generados
del procesamiento de la Jatrofa para la obtención de aceite, se obtuvo un poder
calorífico promedio estimado de 12,776.73 KJ/kg.
Tabla 3. Poder calorífico de los subproductos
Subproducto Poder Calorífico
Cáscara de fruto 2,805 Kcal/ Kg
Cake 2,651 Kcal/kg
Cáscara de la semilla 4,108 Kcal/ Kg
En base al poder calorífico promedio estimado y la composición de la biomasa
residual presentada en la sección anterior, se estimó un potencial energético de
78,343 KW químicos, utilizando el usando el software Thermoflex de
Thermoflow. Este potencial está disponible para ser convertidos en energía
térmica y/o electricidad mediante el empleo de alguna tecnología actualmente
disponible, misma que se describe en la siguiente sección.
37
3. DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA
TÉRMICA Y ELÉCTRICA
3.1 ESTUDIO DE LAS OPCION ES DE APROVECHAMIENT O DE LA BIOMASA PARA LA
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD
3.1.1 INCINE RACIÓN
La incineración es el procesamiento térmico de los residuos sólidos mediante
oxidación química en exceso de oxígeno. La incineración utiliza altas
temperaturas, una atmósfera oxidante y en ocasiones agitación para destruir los
residuos. Este proceso es muy utilizado para tratamiento de residuos sólidos
urbanos, residuos industriales peligrosos y residuos hospitalarios. Los productos
finales son básicamente gases de combustión, efluentes líquidos y cenizas
(residuos no combustibles). Debido a las altas temperaturas de los gases de
combustión, pueden ser aprovechados para generar energía eléctrica.
En el proceso de incineración, los equipos principales necesarios son:
1. Sistema de manejo de combustible
2. Caldera
3. Turbina de vapor y generador
4. Equipos de condensación e intercambiador de calor
5. Sistema de depuración de gases
6. Planta de tratamiento de aguas
7. Sistema de instrumentación y control
8. Equipos para el suministro de energía eléctrica
Para poder utilizar biomasa en un proceso de incineración es importante reducir
la humedad en la medida de lo posible. Previo a su combustión, la biomasa debe
ser triturada con el fin de disminuir el volumen y facilitar la quema.
La carga del combustible se realiza por medio de palas mecánicas, que lo
depositan en un transportador de cadenas. Dicho transportador conduce la
biomasa hasta la parte superior de las tolvas o silos de dosificación del horno.
38
3.1.2 GASIFI CACI ÓN
La gasificación es un proceso termoquímico en el que un sustrato carbonoso
(residuo orgánico) es transformado en un gas combustible de bajo poder
calorífico, mediante una serie de reacciones que ocurren a una temperatura
determinada en presencia de un agente gasificante (aire, oxígeno y/o vapor de
agua).
La elección del método para llevar a cabo el proceso de gasificación depende de
varios factores como el tamaño y forma del residuo, el aprovechamiento de la
energía del gas producido y, por supuesto, de las condiciones económicas.
La gasificación consiste en una oxidación parcial de combustibles sólidos,
líquidos o gaseosos para formar lo que se conoce como gas de síntesis. Éste
contiene principalmente monóxido de carbono (entre 40 y 65%) e hidrógeno
(entre 25 y 37%) y por sus características puede usarse como combustible o
como materia prima en procesos petroquímicos.
Los procesos tecnológicos de gasificación son tres: el de flujo o corriente por
arrastre, el de lecho fluidizado y el de cama fija o lecho denso. De los tres, el
más desarrollado y el que se encuentra disponible comercialmente a nivel
industrial es el de flujo por arrastre, por lo que se le conoce como de primera
generación (Fig.5). Algunas diferencias del proceso de corriente por arrastre
sobre las otras dos opciones son:
a. Requiere de oxígeno como agente gasificante, lo que implica que las dimensiones de los
equipos (reactor, compresores, equipos de limpieza, etc.) sean menores respecto a aquéllos en
los que se utiliza directamente aire para gasificar. A cambio, usa una planta criogénica para
obtener el O2 del aire.
b. No requiere de elementos mecánicos para evitar la aglomeración de las cargas como sucede en
los equipos que operan bajo el esquema de lecho denso.
c. Las temperaturas a las que se lleva a cabo el proceso permiten que se forme menor cantidad de
escoria, evitando el procesamiento posterior de los desechos del reactor, tal como sucede en los
gasificadores de lecho fluidizado.
39
Fig. 5 Opciones de procesos de gasificación
Algunas de las ventajas del proceso de gasificación son:
Versatilidad en la valorización del residuo, ya que se puede aprovechar la energía que contiene
en forma de calor, electricidad o como gas de síntesis para la obtención de productos químicos.
Buen rendimiento eléctrico, en el caso de que esa sea la vía más adecuada para el
aprovechamiento del residuo.
Menor impacto ambiental.
3.1.3 BIODI GESTIÓN
Las cuatro etapas metabólicas que ocurren en los procesos de digestión
anaerobia pueden ser representadas según la siguiente figura:
40
Fig. 6 Etapas metabólicas del proceso de biodigestión
En el proceso de conversión anaerobia también intervienen otros factores como
por ejemplo: el pH, la temperatura, la disponibilidad de nutrientes, la presencia
de sustancias tóxicas, el tiempo de retención, la relación carbono – nitrógeno
(C:N ) y el nivel de carga.
REACTORES O SISTEMAS ANAEROBIOS. En el presente hay, a nivel mundial, decenas de tipos de reactores o biodigestores
anaerobios ya aplicados o se están estudiando con intensidad a escala de
laboratorio.
Existen diferentes maneras de clasificar los reactores anaerobios que procesan
aguas residuales, pero la forma más general es agruparlos y clasificarlos en
biodigestores de primera generación y de segunda generación
En los reactores de primera generación, el tiempo de retención hidráulico es
igual al tiempo de retención de sólidos. En los de segunda generación, el tiempo
de retención de sólidos es mayor que el tiempo de retención hidráulico y como
consecuencia, el proceso es mucho más eficiente.
Los sistemas de tratamientos anaerobios de segunda generación más aplicados a
escala real son los siguientes: reactor o biodigestor anaerobio de flujo ascendente
41
con manto de lodo (UASB), reactor anaerobio de lecho fijo, proceso de contacto
anaerobio o biodisco anaerobio o contactor rotatorio anaerobio, reactor
anaerobio con circulación interna (IC), reactor anaerobio con lecho granular
expandido (EGSB), reactor híbrido, lecho fluidizado y/o expandido.
APLICACIONES DE LA DIGESTIÓN ANAEROBIA La digestión anaerobia es considerada como una de las fuentes de energía más
económicas y de fácil adquisición para pequeñas comunidades. El biogás
obtenido puede ser utilizado para múltiples aplicaciones: cocción de alimentos,
iluminación, refrigeración, calefacción ambiental para uso residencial y
comercial, calor útil para procesos industriales, echar andar bombas de agua y
otras maquinarias agrícolas, motores de combustión interna para energía motriz,
y generación de electricidad.
3.1.4 CO GENE RACI ÓN
La cogeneración es un sistema tecnológico que se define como la producción
secuencial de energía eléctrica y/o mecánica y de energía térmica aprovechable
en los procesos industriales a partir de una misma fuente de energía primaria. Es
un método de conservación de energía para la industria que contribuye a
disminuir las emisiones contaminantes a la atmósfera.
A diferencia de un sistema convencional que únicamente produce electricidad o
energía térmica, los sistemas de cogeneración convierten la energía contenida en
el combustible en dos tipos de energías utilizables por la industria, producidos de
manera simultánea o secuencial:
Energía mecánica y/o eléctrica
Energía térmica, vapor útil o gases calientes para proceso
ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE COGENERACIÓN
Los principales elementos constituyentes de un sistema genérico de
cogeneración son:
Elemento primotor
Elemento de recuperación de calor de desperdicio
Sistema de transmisión de energía
Sistemas auxiliares (bombas, compresores, alternador, etc.)
42
Sistema de control
El componente más importante es el motor primario o primotor, el cual convierte
la energía del combustible en la energía suministrada a la flecha. Los
dispositivos de conversión más ampliamente utilizados son las turbinas de vapor,
turbinas de gas y motores alternativos o de combustión interna.
Existe una gran variedad de equipos para la recuperación del calor residual, por
lo que la selección adecuada de éste dependerá del uso final. Los equipos
utilizables pueden ir, desde sistemas de baja presión de distribución de vapor a la
salida de las extracciones de las turbinas, hasta calderas de recuperación para
extraer la energía de los gases producidos en una turbina de gas.
Los sistemas de control son necesarios para la automatización del primotor, la
operación segura del sistema de recuperación de calor y en general para la
operación eficiente del sistema.
CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE COGENERACIÓN
i. Clasificación en función del nivel energético del esquema de cogeneración
Los sistemas de cogeneración pueden clasificarse de acuerdo al el orden de
producción de electricidad y energía térmica en:
Sistemas superiores (Topping Cycles)
Sistemas inferiores (Bottoming Cycles)
Los sistemas superiores de cogeneración, que son los más frecuentemente
utilizados, son aquellos en los que una fuente de energía primaria (como el gas
natural, diesel, carbón u otro combustible similar) se utiliza directamente para la
generación de energía eléctrica en el primer escalón. A partir de la energía
química del combustible, se produce un fluido caliente que se destina a la
generación de la energía mecánica. La energía térmica resultante, denominada
calor residual (vapor o gases calientes), es suministrada a los procesos
industriales que requieran calor, por ejemplo para secado, cocimiento o
calentamiento de hornos, entre otros.
La ventaja de estos sistemas es mayor mientras más bajas sean las presiones y
temperaturas de la energía térmica requerida. Este tipo de sistemas se utilizan
principalmente en la industria textil, petrolera, celulosa y papel, cervecera,
alimenticia, azucarera, entre otras, donde sus requerimientos de calor son
moderados o bajos con temperaturas de 250°C a 600 °C.
43
En los sistemas inferiores, la energía primaria se utiliza directamente para
satisfacer los requerimientos térmicos del proceso del primer escalón y la energía
térmica residual o de desecho, se usará para la generación de energía eléctrica en
el segundo escalón. Los ciclos inferiores están asociados con procesos
industriales en los que se presentan altas temperaturas como el cemento, la
siderúrgica, vidriera y química. En tales procesos resultan calores residuales del
orden de 900°C que pueden ser utilizados para la producción de vapor y
electricidad.
ii. Clasificación por tipo de promotor
Existe una gran variedad de equipos y tecnologías que pueden ser considerados
para una aplicación específica de cogeneración. Cada tecnología tiene sus
características propias, que deben ser consideradas en el contexto de los
requerimientos específicos del lugar.
En la siguiente tabla se presentan las características básicas de los primotores
térmicos:
Tabla 4. Características básicas de primotores térmicos empleados en sistemas de cogeneración
Tipo de motor
Motor de Combustión Interna Turbina
de gas
Turbina de vapor
Alta
Velocidad
Media y Baja
Velocidad
A
contrapresión
A
condensación
Tipos de
combustible
usado
gas, diesel
gas, diesel,
gasoleo,
combustóleo
gas, diesel Prácticamente todo tipo de
combustibles
Eficiencia de
generación
eléctrica (%)
15 a 35 30 a 40 25 a 33 25 a 30 25 a 35
Eficiencias
posibles de uso de
energía térmica
aprox. 52 aprox. 50 aprox. 50 aprox. 40 aprox. 30
Eficiencia total
esperada (%) 67 a 87 50 a 90 76 a 83 65 a 70 55 a 65
44
iii . Otras clasificaciones
Otra clasificación generalmente empleada para los sistemas de cogeneración, es
la que se basa en el tipo de primotor empleado para generar la energía eléctrica,
dentro de los cuales se encuentran:
a. Cogeneración con turbina de vapor
En este sistema la energía mecánica se produce por la turbina mediante la expansión del vapor
de alta presión, generado en una caldera convencional. Bajo este sistema, la generación de
energía eléctrica por unidad de combustible es menor que en la turbina de gas (generalmente del
orden de 15%), aunque la eficiencia global del sistema es más alta (del 85 al 90%), ya que
produce energía térmica del orden del 75%.
b. Cogeneración con turbina de gas
En este sistema, el combustible es quemado en una cámara de combustión, cuyos gases
generados son introducidos a la turbina, para convertirse en energía mecánica, transformable en
energía eléctrica usando un alternador. Los gases de escape tienen una temperatura que va de
500 a 650C. Estos gases son relativamente limpios y por lo tanto se pueden aplicar
directamente a los procesos de combustión posteriores, ya que tienen un contenido de oxígeno
de alrededor del 15% al 16%, y debido a su alta temperatura suelen ser empleados a su vez, para
producir otro fluido caliente como vapor, aire, o agua.
c. Cogeneración con ciclo combinado
A este sistema se le caracteriza por el empleo de una turbina de gas y una turbina de vapor. En
este sistema, los gases producidos en la combustión de la turbina de gas, se emplean para
producir vapor a alta presión a través de una caldera de recuperación, para posteriormente
alimentar a la turbina de vapor, sea de contrapresión o extracción-condensación y, producir por
segunda vez energía eléctrica, utilizando el vapor de la salida de la turbina o de las extracciones
directamente en los procesos.
d. Cogeneración con motor de combustión interna
Este sistema arroja la mayor generación eléctrica por unidad de combustible consumido,
alrededor del 34% al 40%, aunque los gases residuales son a baja temperatura 200 a 250C.
Sin embargo, en aquellos procesos en los que se puede adaptar, la eficiencia de cogeneración
alcanza valores similares a los de las turbinas de gas. Con los gases residuales, se puede
producir vapor de baja presión (alrededor de 10 a 15 kg/cm2) o agua caliente de 80 C a 100 C.
45
3.2 SELECCIÓN Y DIMENSION AMIENTO DE LA OPCIÓN DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Considerando las opciones tecnológicas presentadas en la sección anterior, se
procedió a analizar los fortalezas y debilidades de cada tecnología y se concluyó
que la biodigestión no sería viable para las condiciones de nuestro proyecto ya
que la biomasa residual obtenida del procesamiento de la Jatrofa es un
subproducto bastante seco (4 – 5% de humedad) y para dicho proceso se
requeriría un volumen considerable de agua (~60% del volumen) y entraría en
competencia con los requerimientos del recurso, principalmente para el
abastecimiento de la población. Adicionalmente a esta condicionante, según la
bibliografía el proceso de biodigestión es un proceso con menor rendimiento en
comparación a la incineración y gasificación, y que presenta un tiempo de
residencia de aprox. 15 días, lo cual implica que no se considere un proceso
continuo en cuanto a su alimentación.
En base a lo anterior, se evaluaron las tecnologías de incineración y gasificación
considerando un volumen de 193,550 ton/año de biomasa residual con un
potencial energético estimado de 78,343 KWq, se obtuvieron los siguientes
resultados:
Tabla 5. Evaluación de tecnologías para aprovechamiento de biomasa residual para generación
de energía eléctrica
Comparación de Tecnología MWq MWe* MWt Efic. CHP
1) Caldera-TV-CHP 78 27.5 16.4 54.17%
2) Gasificador-CCGT-CHP 78 42.4 16.2 77.43%
Nota (*): Valor neto
Adicionalmente y para esquematizar la obtención de esta energía, se elaboraron
los diagramas de Sankine para cada tecnología, mismo que se muestran a
continuación:
46
Fig. 7 Diagrama de Sankine, Incineración
Fig. 8 Diagrama de Sankine, Gasificación
3.3 REQUERIMIENTOS ENERGÉTICOS DE LA PLANTA PROCESADORA DE ACEITE DE
LA JATROFA
En base a la información proporcionada por el promotor del proyecto, los
requerimientos energéticos estimados, tanto térmicos como eléctricos, son:
Energía eléctrica: 58 KWh/ton semilla (cap. x instalar 5,000 KVA ~ 5 MWe).
Vapor @10-14 Kg/cm2: 260 Ton ó 122 Kcal/hr / ton semilla (cap. x instalar 1,200 c.c.; aprox.
16 MWt)
47
Con base en la cantidad de energía generada por el volumen de la biomasa
residual y su potencial energético que se reporta en la sección anterior, se
observa que se puede cubrir el 100% del requerimiento energético de la planta
procesadora de aceite proveniente de la Jatrofa y se generarían los siguientes
excedentes, según el tipo de tecnología:
• Incineración = 22.5 MWe
• Gasificación = 37.5 MWe
3.4 PROPUESTA DEL ESQUEMA DE COGENERACIÓN
Los Figuras 9 y 10 resultantes de la modelación utilizando el software
Thermoflex de Thermoflow, muestran los pasos y procesos de la cogeneración
por los cuales se obtuvieron los resultados energéticos mostrados en la tabla
anterior.
Los equipos principales que se seleccionaron para dimensionar capa una de las
opciones de cogeneración son:
La turbina de gas evaluada es:
GE 6551B – con un precio estimado de US$15.1 MM
Fuente: Full Load from GE spec dated 06/95 - Standard Combustor
El gasificador es del tipo TEXACO-GE para 100 MW, con unidad separadora de oxigeno y
limpiador de gas.
La turbina de vapor es de 15 MW
El HRSG es de un domo con pos-combustión, para 160 bar y 510 ºC
La extracción para cogeneración en la TV es de 10 bar y 180 ºC
Dos intercambiadores de calor para enfriamiento del gas de síntesis: uno para generación de
vapor para inyección a la turbina de vapor y oro para precalentar el agua para alimentación al
gasificador.
48
Fig. 9 Proceso de Incineración
RH1
RH2
1
1
Ambient temperature 25 CGross power 29207 kWGross heat rate(LHV) 9984 kJ/kWhNet power 27510 kWNet electric efficiency(LHV) 33.96 %Net heat rate(LHV) 10600 kJ/kWhNet fuel input(LHV) 80999 kWNet process output 16369 kWCHP efficiency 54.17 %Plant auxiliary 1696.5 kWWater consumption 15.36 kg/s
ESQUEMA DE APROVECHAMIENTO DE LOS RESIDUOS DE LA JATROFA EN BASE A UN CICLO RANKINE DE 29.207 MW BRUTOSCON UNA EXTRACCIÓN PARA COGENERACIÓN EQUIVALENTE A 1670.3 CC Y EFICIENCIA DE COGENERACIÓN DE 54.17%
60 537.8
27 3512
26
1.014 25
6.365 12725
5
160 537.8
27 3406
10
bar C
kg/s kJ/kg
20 382.2
24.52 3209
11
20 382.2
2.476 3209
12
169.7 207.7
27.27 893.2
4
10.34 301.9
5.445 3055
14
1.241 40.02
1.8 167.6
9
6 242.5
1.864 2941.9
16
173.1 154
24.79 659.8
3176.6 109.6
22.93 472.4
28
2 139.8
3.072 2747.9
18
2.438 20.68
19.86 86.9
72.438 105.7
22.93 443.4
2
63 396.5
27 3164
19
bar C
kg/s kJ/kg
1.014 223.5
30.28 202.7
36
1.014 223.5
30.28 202.7
36
1.014 15.02
0.5547 63.08
32
29,207 kWe
G1
Plant Emissions: CO2 by HHV fuel input148616 kg/GJ HHV @ 25C
Thermo Boiler[11]: Desired boiler efficiency at design (LHV)93 %
Net process output16369 kW
Site Menu: Site altitude100 m
1
236
4
30
29
8
9 12 13 14
10
15
16 17 18 19 20
11
5
21
22
23
7
28
24
25
26
31
27
1
2
34
5
35
37
9
1112 1314 1516 1718
19
20 21 22 23 24
8
10
25
26
6
36
27
28
29
7
34
30
31
32
38
33
THERMOFLEX Version18.0 Revision 2 SISTENER2 Universidad Nacional Autonoma de Mexico - UNAM1910 File = C:\Documents and Settings\Gabo\Mis documentos\CIA\2009\POSGRADO\DIPLOMADO ENERGIAS LIMPIAS\proyecto\biodisel kuo\POTENCIAL CON TV.tfx 11-19-2009 17:48:38
bar C
kg/s kJ/kg
49
Esquema de Aprovechamiento de los residuos de la Jatrofa en base a un Ciclo Rankine de 29.07 MW brutos con una extracción para
cogeneración equivalente a 1,670.3 CC y Eficiencia de Cogeneración de 54.17%
Tabla 6. Resultados del proceso de incineración
Site Menu: Site Altitude
100m
Ambient temperature 25 °C
Gross power 29207 kW
Gross heat rate (LHV) 9984 kJ/kWh
Net power 27510 kW
Net electric efficiency
(LHV)
33.96 %
Net heat rate (LHV) 10600 kJ/kWh
Net fuel input 80999 kW
Net process output 16369 kW
CHP efficiency 54.17 %
Plant auxiliary 1696.5 kW
Water consumption 15.36 Kg/s
50
Fig 10 Gasificación
O2
N2CO2H2O
H2SSLAG
M
S
M
S
12
3
1
2
3
Ambient temperature 30 CGross power 62633 kWGross heat rate(LHV) 4352 kJ/kWhNet power 42419 kWNet electric efficiency(LHV) 56.02 %Net heat rate(LHV) 6426 kJ/kWhNet fuel input(LHV) 75719 kWNet process output 16211 kWCHP efficiency 77.43 %Plant auxiliary 20214 kWWater consumption 16.66 kg/sWater discharge 46.72 kg/s
ESQUEMA DE APROVECHAMIENTO DE LOS RESIDUOS DE LA JATROFA EN BASE A UN ESQUEMA DE GASIFICACIÓNCON UNA EXTRACCIÓN PARA COGENERACIÓN EQUIVALENTE A 1654 CC Y EFICIENCIA DE COGENERACIÓN DE 77.43%
bar C
kg/s kJ/kg
10.34 181.4
6 2752.1
14
1.241 40.02
1.8 167.6
9
102 107.9
4.541 460
28
2 120.2
3.771 2517.1
26
2.438 21.18
22.06 88.98
7
2.438 105.7
25.84 443.4
2
1.012 543.7
141 569.7
32
1.014 543.7
141 569.7
16
160 510
21.29 3327
39
163.2 349
21.29 2570.5
10163.2 343.9
21.29 1617.4
6
1.001 211.4
142 197.4
5
1.004 369
142 370.7
81.009 495.3
142 514.7
36
1.014 40.02
1.8 167.6
34
2 120.2
19.84 2517.1
22
0.068 38.46
16.06 2164
24
bar C
kg/s kJ/kg
32.69 25
6.225 12725
15
1 15.02
1.868 63.08
42
17.22 260
13.61 9719
4017.91 800
13.84 10735
21
100 437
4.541 3206
411.014 800
0.2301 16127
19
17.56 800
13.61 10644
17
100 437
25.84 3206
51
16.88 158.1
1 9557
52
16.88 158.1
12.61 9557
53
1.011 592.9
142 629
45
166.5 109.3
21.29 470.7
49
100 437
21.29 3206
47
1.001 30
21.87 5.109
20
32.69 15
4.98 -17.51
332.69 602.2
21.87 617.4
12
1.001 15
16.25 -10.45
4
1.001 15
0.638 -1352.8
1132.69 238.7
1.868 1240.8
55
33.34 15.51
1.868 68.22
48
16.88 158.1
13.61 9557
54
1.001 28.82
962.5 120.8
1
10,010 kWe
G1
38,264 kWe
G2
Site Menu: Site altitude100 m
Net process output16211 kW
3
1
2
36
45
9 10
13
44
15
11
GE 6551B
43
16 32
14
33
34
35 47
29
45
8
12 17
46
38
19 25
18 202641
30
2122
23
7
28
42
40
24
6
31
39
37
27
3
411
1
2
45
5
6
8
10
15
50
17
19
16
12
18
20 21
23
40
41
54
55
37
51
9
1314 2526
52
53
43
46
32
22 243547
36
39
27
28
29
7
34
48
49
30
31
38
44
42
33
THERMOFLEX Version18.0 Revision 2 SISTENER2 Universidad Nacional Autonoma de Mexico - UNAM1910 File = C:\Documents and Settings\Gabo\Mis documentos\CIA\2009\POSGRADO\DIPLOMADO ENERGIAS LIMPIAS\proyecto\biodisel kuo\POTENCIAL CON IGCC OLD.tfx 11-20-2009 17:46:39
bar C
kg/skJ/kg
51
Esquema de Aprovechamiento de los residuos de la Jatrofa en base a un Esquema de Gasificación con
una extracción para cogeneración equivalente a 1,654 CC y Eficiencia de Cogeneración de 77.43%
Tabla 7. Resultados del proceso de gasificación
Site Menu: Site Altitude
100m
Ambient temperature 30 C
Gross power 62633 kW
Gross heat rate (LHV) 4352 kJ/kWh
Net power 42419 kW
Net electric efficiency
(LHV)
56.02 %
Net heat rate (LHV) 6426 kJ/kWh
Net fuel input 75719 kW
Net process output 16211 kW
CHP efficiency 77.43 %
Plant auxiliary 20214 kW
Water consumption 16.66 kg/s
Water discharge 46.72 kg/s
52
3.5 BENEFICIOS AMBIENTALES
3.5.1 DIS POSI CIÓN AM BIEN TAL MEN TE EFI CIEN TE D E L A BI OM AS A
La práctica más común para disponer la biomasa residual es mediante dos
opciones: utilizar la biomasa forestal como composta o bien disponerla en
rellenos sanitarios o tiraderos a cielo abierto, lo cual generara emisiones de
metano por la descomposición de los residuos orgánicos. Cualquiera de las
opciones tradicionales tiene impactos negativos en el medio ambiente tales como
malos olores, emisiones a la atmósfera, y deterioro del suelo y mantos freáticos.
Como alternativa a estas opciones, nuestro trabajo presenta la opción de
aprovechar la biomasa residual generada en la plantación de Jatropha, como
combustible para una planta de generación de electricidad que permita satisfacer
las necesidades energéticas del proceso de extracción de aceite y producción de
biodiesel.
Entre los beneficios ambientales que se derivan de este aprovechamiento se
encuentran: evitar la emisión de metano por la descomposición de la biomasa en
rellenos sanitarios; evitar la emisión de CO2 durante el proceso de composteo
para procesar la biomasa; eliminación de malos olores, plagas, y contaminación
de suelo y agua por la incorrecta disposición de los residuos.
3.5.2 USO DE ENE RGÍ AS REN OV ABLES
Como se mencionó anteriormente, la utilización de biomasa residual para
satisfacer la demanda energética de una industria tiene entre otras ventajas: la
continuidad en el suministro del recurso, el bajo o nulo costo del energético,
minimiza los impactos ambientales en términos de emisiones a la atmósfera,
tiene un bajo impacto en la disposición de subproductos, entre otros.
3.5.3 RED UCCIÓ N DE E MISIO NE S DE GASES DE EFECTO IN VE RN ADE RO (GEI)
El uso de biomasa como combustible presenta la ventaja de que los gases
producidos en la combustión tienen mucho menor proporción de compuestos de
azufre, causantes de la lluvia ácida, que los procedentes de la combustión de
combustibles fósiles. Aún cuando durante el proceso de combustión la biomasa
53
se emite CO2, se considera que el balance es neutro, ya que como resultado de
este proceso se obtiene agua y CO2. Sin embargo, la cantidad emitida de este gas
fue captada por las plantas durante su crecimiento y al ser quemadas, solo lo
están liberando nuevamente a la atmósfera. Asimismo, si el proyecto desplaza el
consumo de energía de la red, la cual en el caso de México es generada
principalmente por combustibles fósiles, se considera que reduce emisiones al
reemplazar el consumo de combustibles fósiles por una energía renovable,
haciendo el proyecto susceptible de recibir bonos de carbono.
PROTOCOLO DE KIOTO El Protocolo de Kioto tiene por objeto reducir las emisiones de GEI en un 5.2% a
los niveles que tenían en 1990 los países industrializados. Este protocolo
presenta tres mecanismos flexibles por medio de los cuales, los países con
compromisos pueden cumplir sus objetivos de reducción de emisiones:
Mecanismo de Desarrollo Limpio
Implementación Conjunta
Comercio de Emisiones
México ratificó el Protocolo de Kioto en septiembre de 2000, permitiéndole de
esta manera participar en el Mercado de Carbono creado por el Mecanismo de
Desarrollo Limpio (MDL), basado en la implementación de proyectos de
reducción de emisiones. Como resultado de estos los proyectos MDL, se genera
un ingreso adicional por la venta de las reducciones de emisiones (o Certified
Emission Reductions, CERs por sus siglas en inglés) a los países industrializados
con compromisos ante dicho Protocolo.
Sin embargo, para que un proyecto sea registrado ante la Junta Ejecutiva del
MDL, debe cumplir con los criterios de adicionalidad y Línea Base. De acuerdo
a la última versión de la herramienta de adicionalidad (v 5.2), se debe demostrar
como primer paso, que la opción de proyecto no es la más atractiva
financieramente. En secciones posteriores se demostrará que el proyecto es
viable económicamente, en cuyo caso no cumpliría con este primer requisito. No
obstante, como un ejercicio de análisis de sensibilidad se ha desarrollado el caso
para conocer la variabilidad/sensibilidad del proyecto en caso de incluir la venta
de bonos de carbono como un ingreso adicional.
54
3.5.3.1 ANÁLI SIS DE ADI CIO NALI DAD
De acuerdo a la definición de adicionalidad que indica que “un proyecto MDL es
adicional si la reducción de emisiones antropogénicas de GEI es superior a la
que se produciría de no realizarse el proyecto MDL propuesto”, nuestro proyecto
de cogeneración cumple con este lineamiento, ya que al implementarse el
proyecto mediante el aprovechamiento de la biomasa residual, se estarían
reduciendo las emisiones de CO2 que se producirían al consumir energía
eléctrica de la red eléctrica nacional.
3.5.3.2 ANÁLI SIS DE BARR ERAS
Los proyectos MDL presentan diferentes tipos de barreras para su
implementación, tales como sociales, económicas, tecnológicas e institucionales
entre otras. Para el proyecto de cogeneración con biomasa residual, podemos
enunciar las siguientes:
Práctica común
La política que rige la generación de energía en México, es la de producir
energía eléctrica al menor costo posible, lo que resulta en la tendencia de
continuar con las inversiones en plantas convencionales y el uso de combustibles
fósiles. Sin embargo, el proyecto propuesto busca sustituir el uso de los
combustibles fósiles por fuentes renovables (biomasa residual), aunado al uso de
tecnologías más eficientes (gasificación) y un mecanismo de cogeneración,
arriesgando un monto considerable de capital, yendo en contra de la práctica más
segura y cómoda como es la habitual. En relación a la práctica común de la
disposición de residuos, se utilizan rellenos sanitarios o composta. Sin embargo,
el monto de residuos y subproductos que se generarán en la planta procesadora
de Jatrofa, harían inviables estas opciones por la gran cantidad que se tendrían
que disponer.
Institucionales
Uno de los inconvenientes a los que se enfrenta el proyecto es de tipo
institucional, ya que no existe información disponible sobre la caracterización y
composición de la biomasa residual, por lo que no es posible determinar a
ciencia cierta la composición estequiométrica y establecer así el poder calorífico
55
específico de este subproducto. En ausencia del valor mencionado, se realizó una
investigación bibliográfica del poder calorífico de cada subproducto para
posteriormente, en base a una composición típica de la biomasa residual del
procesamiento de la Jatrofa, se obtuviera un poder calorífico estimado en
12,766.73 kJ/kg.
Debido a que el proyecto de cultivo de Jatrofa está en sus primeras etapas y que
se tiene una proyección de alcanzar las 40,000 Ha de plantación en 5 años, la
demanda energética, tanto térmica como eléctrica de la planta procesadora, es
una proyección en base al rendimiento de los cultivos (3.5 ton de semilla/Ha).
Es en este sentido existe la barrera en cuanto al volumen estimado de biomasa
residual y la demanda de la planta procesadora (5 MW), los cuales
independientemente o en conjunto, afectarían significativamente la viabilidad
económica y financiera del proyecto.
Otra barrera institucional es la demanda de biocombustibles a nivel mundial, ya
que el principal mercado al cual se enfoca la planta procesadora no es el mercado
nacional sino el internacional, en el cual la competencia crece cada día y los
costos de transportación juegan un papel importante. De esta forma, si dentro del
mercado internacional existiera algún productor más competitivo que la planta
procesadora en México, la demanda del aceite y/o biocombustible nacional
podría enfrentar una disminución en la producción, lo cual impactaría
negativamente la viabilidad económica y financiera del proyecto en cuestión.
Igualmente, se considera una barrera el hecho de que la instalación de la planta
sea la primera en su tipo dentro del país, al existir cierta desconfianza por ser un
proyecto innovador y del que hay poca experiencia en el ramo.
Tecnológicas y de operación
Los requerimientos de demanda de energía de los socios consumidores no son
constantes a lo largo del año, encontrándose periodos en los que la operación de
la planta de generación pondría bajar a menos del 50% de su capacidad total.
Esta situación, obliga a que la planeación del esquema de cogeneración se realice
a través de la instalación de dos motores que suplan la capacidad de uno mayor y
de esta forma detener una de las unidades durante las temporadas de baja
demanda. No obstante, es sumamente complicado poder hallar la tecnología
idónea para cubrir las necesidades planteadas, debido a que se reducen las
compañías proveedoras de equipo que cuentan con los módulos requeridos y los
precios de éstos aumentan significativamente, dificultándose la adquisición de la
mejor opción.
56
Otro de los obstáculos que ponen en peligro el éxito del proyecto es la seguridad
de abastecimiento de la biomasa residual (materia prima) que se emplearía a lo
largo de la vida del proyecto y los espacios de almacenamiento de dicho insumo.
Las áreas para su cultivo se encuentran compitiendo con otras actividades
agropecuarias como el pastoreo intensivo o extensivo, y aunque el proyecto
contempla un crecimiento exponencial en 5 años hasta alcanzar
aproximadamente 40,000 Ha, existe la posibilidad de cambios de opinión de los
propios propietarios. Aunado a lo anterior, los rendimientos esperados
dependerán de las tecnologías de cultivo utilizadas (agricultura tecnificada o
tradicional), donde en caso de no tener acceso al agua, se debe considerar el
empleo de sistemas de riego para mantener o alcanzar los rendimientos
esperados. En resumen, la tecnificación de los cultivos juega un papel importante
en los rendimientos por hectárea esperados, poniendo en riesgo las garantías de
disponibilidad y oferta de la biomasa residual (insumo) e incrementar el costo de
inversión reduciendo la rentabilidad.
Ambientales
En el caso de las barreras ambientales, la zona en donde se ha localizado el
proyecto, presenta un alto riesgo de afectación de huracanes ocasionando
inundaciones, daños materiales a las vías de comunicación e infraestructura
eléctrica y pérdida de cosecha, produciéndose en dicho evento una reducción
considerable de la materia prima del proyecto (la biomasa residual del
procesamiento de la Jatrofa para la producción de aceite y biodiesel) e impactos
a la planta procesadora y la red eléctrica.
De presentarse una situación de éste tipo, se consideraría como una barrera
ambiental ya que el proyecto no podría controlar las eventualidades que pudieran
suceder y que perjudicarían el buen funcionamiento de la planta.
3.5.4 POSI BLES ING RESOS E CO N ÓMI COS VÍ A BONO S DE CARBON O
Utilizando la metodología aprobada por la Junta Ejecutiva del MDL, AMC0002
para cuantificar las reducciones de GEI generadas por un proyecto de energía
renovable conectado a la red, podemos calcular las CERs que se obtendrían por
la implementación del proyecto.
De acuerdo a la estimación del volumen de la biomasa residual obtenida del
procesamiento de la Jatrofa (193,500 ton/año), se estima que se estarían
generando 319,390 MWh/año, los cuales de acuerdo a un factor de emisión
57
promedio de la red eléctrica nacional 0.551 tonCO2e/MWh, reducirían 241,793
tonCO2e/año. Los ingresos en base al costo por CER en el mercado internacional
de US$15, serían de $45,389,616 pesos por año, considerando los gastos
iniciales (PDD, validación y registro), por transacción (verificación y
administrativos de la UNFCC), por la comercialización (3% sobre el valor de la
venta) y del fondo de adaptación (2% sobre el valor de la venta).
3.5.5 BENEFICI OS PO R EL CUL TIV O DE LA JATROF A
El cultivo de la Jatrofa también contribuye a importantes soluciones ambientales,
tales como:
Mejoramiento y conservación de suelos.
Incremento de la biodiversidad mediante la reforestación, además de mejorar microclimas.
Uso de áreas agrícolas abandonadas por el empobrecimiento de los rendimientos.
Uso de tierras semidesérticas y secas.
Reducir el consumo de leña en zonas rurales.
Reducir la pobreza creando empleos, en especial para el sector femenino.
Desarrollo agroindustrial en zonas rurales.
Generación de nuevas materias primas o rublos exportables como combustibles, medicinas,
insecticidas, lubricantes, fertilizantes, etc.
Disminuye las importaciones y/o extracción de combustibles fósiles.
Mitigación de las emisiones de gases de efecto invernadero.
Incrementa la participación de la biomasa en la matriz energética.
Actualmente uno de los grandes problemas de la humanidad en cuanto a la
generación de energía eléctrica y térmica es su dependencia con relación a los
combustibles fósiles, que además de ser limitados provocan un fuerte impacto
ambiental y trastornos económicos, especialmente en países que no poseen estos
combustibles o cuyas reservas están en decadencia como el caso de México. El
reto está en conseguir que las fuentes renovables de energía vayan sustituyendo
paulatinamente esos combustibles fósiles; una alternativa puede ser la biomasa,
en especial aquella que puede convertirse en fuentes productoras de aceite
vegetal, como es el cultivo de la Jatrofa en tierras abandonadas, secas y
semiáridas no comprometidas con la alimentación humana, y también por el
58
potencial energético de los subproductos (biomasa residual) que se obtienen en
la obtención de dicho aceite vegetal.
3.5.6 BENEFICI OS AM BIE NTALES DEL PRO CES O DE GASIFI CACI ÓN :
En general, el proceso de gasificación revela diferentes beneficios ambientales
muy claros, si se le compara con el proceso de combustión directa en donde se
destruye el combustible, produciendo humos que generan la emisión de
sustancias tóxicas; haciendo de éste un proceso energéticamente ineficiente.
Por el contrario, la gasificación no destruye el combustible, los compuestos
orgánicos se disocian y se transforman en gas que no produce humos, y que es
canalizado hacia un motor de explosión o una turbina de gas; cuyo resultado es
un proceso energéticamente mucho más eficiente que el anterior.
Desde el punto de vista ambiental, la gasificación permite y garantiza:
Reutilizar materia orgánica residual como materia prima.
Instalar cultivos energéticos para recuperar zonas afectadas.
Disminuir los Gases de Efecto Invernadero (GEI).
Si se utiliza el gas en procesos de generación de energía, el CO2 liberado por los
escapes de los motores de combustión, no se suma al ya existente en la
atmósfera, pues ha sido fijado anteriormente por las plantas.
Dependiendo de la dimensión de la instalación, participar en el mercado de
Certificados de Emisiones Reducidas (CER’s), a través de proyectos de
Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL).
La minimización o eliminación de impactos al aire, suelo y agua.
En términos generales, y debido a la eficiencia del proceso, podemos hablar de
sostenibilidad, además de eliminar o reducir radicalmente los impactos
ambientales y por lo tanto los costos ambientales y económicos derivados de la
incineración o mala disposición de los residuos orgánicos.
59
4. EVALUACIÓN DE VIABILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA
4.1 DESCRIPCIÓN DE BENEFI CIOS ECONÓMICOS
En esta sección, se enlistan los beneficios económicos que generarán con la
implementación del proyecto de gasificación de residuos de biomasa:
Se generarán ahorros del orden de los $250,000,000 pesos por año, evitando la compra de
combustóleo para generación de energía térmica.
Ingresos por la venta de energía eléctrica excedente (37.5 MW), debido a que las necesidades
energéticas de la planta de biodiesel son 5 MW. La venta de energía eléctrica puede realizarse
en dos esquemas diferentes, los cuales se presentan a continuación:
Opción 1: Satisfacer las necesidades energéticas del proceso de extracción de aceite + la venta
de excedentes de energía a socios consumidores (Tarifa HM con un descuento de 10% sobre la
tarifa de CFE), mediante el esquema de Autoabastecimiento.
En esta opción, se plantea crear una sociedad de autoabastecimiento que permita suministrar
energía térmica y eléctrica para cubrir la demanda energética de la planta, así como beneficiar a
socios consumidores cercanos a la planta, vendiéndoles energía renovable a un menor precio
que la tarifa de media tensión para industriales, publicada por CFE para la región en la que se
ubique el proyecto.De esta manera, se genera un ahorro para la planta por dejar de consumir
energía de la red, y se obtiene un ingreso adicional por la venta de energía.
La estructura comercial de esta opción sería:
o MW para cubrir la demanda interna de la planta
o 37.5 MW para venderlos a socios consumidores en la Tarifa HM con un descuento de
10%
Opción 2: Satisfacer las necesidades energéticas del proceso de extracción de aceite + venta de
excedentes a la red (CFE) o mediante un esquema de licitación propuesto por la LAERFTE.
Basados en la opción que presenta la Ley del Servicio Público de Energía en la Sección XIII,
CFE podría adquirir hasta el 50% de la capacidad generada por la planta y la pagaría a un 85%
del Costo de Corto Plazo del nodo más cercano al punto de entrega de energía a la red. O bien,
el proyecto podría participar en las licitaciones que organizará CFE para realizar la compra de
energía de fuentes renovables, para cumplir con las metas establecidas en el Programa Especial
para el Aprovechamiento de Energías Renovables.
60
4.2 COSTOS DE DESARROLLO E INSTALACIÓN
Los equipos principales necesarios para la implementación del proyecto son:
TURBINA DE GAS, CON LAS SIGUIENTES CARACTERÍSTICAS: GE 6551B: Precio est. USD 15.1 MM
Gasificador tipo TEXACO-GE para 100 MW, con unidad separadora de oxigeno, y limpiador
de gas
TURBINA DE VAPOR 15 MW, CON LAS SIGUIENTES CARACTERÍSTICAS: Extracción para cogeneración a 10 bar y 180 ºC
Dos intercambiadores de calor para enfriamiento del gas de síntesis: uno para generación de
vapor para inyección a la turbina de vapor y otro para precalentar el agua para alimentación
del gasificador.
El costo total de la planta se estima en $1,193,894,069 pesos mexicanos. El costo
total fue estimado de la siguiente manera:
El costo por kW instalado, según el EPRI (Electrical Power Research Institute),
es de aproximadamente USD 1,420.00 para una planta de 50 MW. Este monto,
contempla gastos de diseño, equipo, ingeniería, mano de obra, instalación,
pruebas y puesta en marcha. Debido a que nuestra planta es de 42 MW, se le
aplicó un factor de +2.5% en el costo, por economía de escala. Adicionalmente,
el costo se actualizó por la diferencia de tipo de cambio, ya que el dato fue
tomado en 2002.
4.3 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
A continuación, se muestran los costos totales de operación y mantenimiento
durante la vida útil del proyecto.
Tabla 8. Costos de Operación y Mantenimiento.
Año Gastos O&M (MXP)
2013 54,791,187
2014 54,791,187
2015 54,791,187
2016 54,791,187
2017 54,791,187
61
2018 54,791,187
2019 54,791,187
2020 54,791,187
2021 54,791,187
2022 54,791,187
2023 54,791,187
2024 54,791,187
2025 54,791,187
2026 54,791,187
2027 54,791,187
2028 54,791,187
2029 54,791,187
2030 54,791,187
2031 54,791,187
2032 54,791,187
2033 54,791,187
Fuente: EPRI (Electrical Power Research Institute)
4.4 SUPUESTOS ECONÓMICOS DE EVALUACIÓN
En la siguiente tabla, se toman las variables estimadas que se utilizaron para
desarrollar el Modelo Económico de nuestro caso base.
Tabla 9. Variables del proyecto
Variable Total Unidad
Inversion Inicial -1,193,894,069 $ Pesos
Tipo de Cambio 13.5 $ Pesos/USD
Costo combustible 4.95 $ Pesos/lt
Generación 319,575,312 KWh/año
Heat rate 6,426 BTU/KWh
O&M 54,791,187 $USD/año
Tarifa Electrica 0.8 $ Pesos/KWh
Tipo de Cambio 19.358 $/EUR
Transformador 243,000,000 $ Pesos
Línea de Transmisión 20,250,000 $ Pesos/km
Tasa de Financiamiento 9 %
62
TREMA (nominal) 16 %
Periodo 21 años
Tasa de inflación anual 5 %
FP 86 %
RCEs 241,973 tonCO2/año
Precio RCE 15 USD/tonCO2e
Apalancamiento 70 %
Tasa de reinversión 18 %
4.5 FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO
Debido a que se estima que la construcción de la planta dure aproximadamente 3
años, la inversión total debe estar diferida en el mismo periodo, invirtiendo 40%
por año durante los primero dos años, para finalizar con el restante 20% para
2012, para lo cual se llevó la inversión a Valor Futuro en 2012.
Tabla 10. Inversión durante el periodo de la construcción
Año Monto a invertir
2010 -496,236,837
2011 -472,606,512
2012 -225,050,720
Inversión total -1,193,894,069
Para realizar el proyecto, se estima que es posible tener un apalancamiento de
hasta 70% con una tasa de financiamiento LIBOR+4.5.Dicho financiamiento se
pagará en un período de 10 años.
4.6 RESULTADOS DEL MODELO ECONÓMICO
En la siguiente tabla, se muestran los resultados anuales con y sin financiamiento
del proyecto, mostrando los dos escenarios planteados anteriormente (Cifras en
MXP).
63
Tabla 11. Resultados totales de Opción 1
Año
Costos
Totales
HP
[$]
Costo
Convencional
[S]
Ingresos por
venta a CFE
[$]
Resultado Total
(sin
financiamiento)
[$]
Resultado Total
(con
financiamiento)
[$]
2013 55,338,687 256,372,818 110,183,793 311,217,924 143,446,300
2014 55,338,687 256,372,818 116,789,303 317,823,434 150,051,811
2015 55,338,687 256,372,818 135,125,704 336,159,835 168,388,212
2016 55,338,687 256,372,818 142,650,118 343,684,249 175,912,626
2017 55,338,687 256,372,818 151,150,394 352,184,525 184,412,902
2018 55,338,687 256,372,818 173,498,997 374,533,128 206,761,505
2019 55,338,687 256,372,818 172,998,480 374,032,611 206,260,988
2020 55,338,687 256,372,818 172,172,466 373,206,597 205,434,974
2021 55,338,687 256,372,818 171,477,675 372,511,806 204,740,183
2022 55,338,687 256,372,818 170,360,154 371,394,285 203,622,662
2023 55,338,687 256,372,818 171,554,662 372,588,793 372,588,793
2024 55,338,687 256,372,818 172,862,129 373,896,260 373,896,260
2025 55,338,687 256,372,818 174,301,641 375,335,772 375,335,772
2026 55,338,687 256,372,818 175,860,293 376,894,424 376,894,424
2027 55,338,687 256,372,818 177,541,594 378,575,725 378,575,725
2028 55,338,687 256,372,818 179,349,220 380,383,351 380,383,351
2029 55,338,687 256,372,818 181,287,022 382,321,153 382,321,153
2030 55,338,687 256,372,818 186,653,543 387,687,674 387,687,674
2031 55,338,687 256,372,818 192,178,925 393,213,056 393,213,056
2032 55,338,687 256,372,818 197,867,871 398,902,002 398,902,002
2033 55,338,687 256,372,818 203,725,224 404,759,355 404,759,355
64
Tabla 12. Resultados totales de Opción 2
Año
Costos
Totales
CHP
[$]
Costo
Convencional
[S]
Ingresos por
venta a CFE
[$]
Resultado Total
(sin
financiamiento)
[$]
Resultado Total
(con
financiamiento)
[$]
2013 38,687 256,372,818 136,485,843 37,519,974 196,253,349
2014 55,338,687 256,372,818 147,624,076 348,658,207 207,391,582
2015 55,338,687 256,372,818 176,588,310 377,622,440 236,355,815
2016 55,338,687 256,372,818 192,186,292 393,220,423 251,953,797
2017 55,338,687 256,372,818 210,008,579 411,042,710 269,776,084
2018 55,338,687 256,372,818 245,656,866 446,690,997 305,424,371
2019 55,338,687 256,372,818 245,656,866 446,690,997 305,424,371
2020 55,338,687 256,372,818 243,428,848 444,462,979 303,196,353
2021 55,338,687 256,372,818 241,200,830 442,234,961 300,968,335
2022 55,338,687 256,372,818 238,972,812 440,006,943 298,740,317
2023 55,338,687 256,372,818 240,897,819 441,931,950 441,931,950
2024 55,338,687 256,372,818 242,840,152 443,874,283 443,874,283
2025 55,338,687 256,372,818 244,799,965 445,834,096 445,834,096
2026 55,338,687 256,372,818 246,777,417 447,811,548 447,811,548
2027 55,338,687 256,372,818 248,772,666 449,806,797 449,806,797
2028 55,338,687 256,372,818 250,785,872 451,820,003 451,820,003
2029 55,338,687 256,372,818 252,817,198 453,851,328 453,851,328
2030 55,338,687 256,372,818 261,965,838 462,999,969 462,999,969
2031 55,338,687 256,372,818 271,445,538 472,479,669 472,479,669
2032 55,338,687 56,372,818 281,268,278 482,302,409 482,302,409
2033 55,338,687 256,372,818 291,446,472 492,480,603 492,480,603
65
4.7 INDICADORES ECONÓMICO-FINANCIEROS
En las siguientes tablas, se podrán observar los indicadores económicos y
financieros resultantes del Modelo Económico para los dos escenarios.
Tabla 13. Parámetros de rentabilidad para la Opción 1
SIN FINANCIAMIENTO CON FINANCIAMIENTO
VPN en 2009 $ 554,325,107 VPN en 2009 $668,249,006
E $ 92,802,986 AE $111,875,689
C/B 1.36 C/B 1.62
TIR 22.09% TIR 25.54%
TIRM 13.50% TIRM 15.48%
PR simple 4.65 PR simple 4.20
Tabla 14. Parámetros de rentabilidad para la Opción 2
SIN FINANCIAMIENTO CON FINANCIAMIENTO
VPN en 2009 $ 1,118,438,476 VPN en 2009 $1,214,364,38
1 AE $ 187,244,685 AE $203,304,233
C/B 1.86 C/B 2.34
TIR 29.68% TIR 35.54%
TIRM 15.11% TIRM 22.19%
PR simple 3.59 PR simple 3.07
Como podemos ver, la Opción 2: Vender los excedentes a CFE, resulta la opción
más atractiva para este proyecto, debido a que son mayores los ingresos
percibidos bajo este esquema, además de que la inversión requerida es menor.
66
4.8 FACTIBILIDAD DEL MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO
Dentro de esta sección, se estudia la posibilidad de obtener ingresos adicionales
por la venta de Bonos de Carbono o CERs, considerando que el proyecto sea
registrado como MDL. Para realizar esta evaluación, se integraron los costos de
transacción y beneficios económicos que significaría que el proyecto sea
considerado como MDL, desglosados a continuación:
Tabla 15. Costos de Transacción Iniciales y Anuales del MDL
Iniciales [USD] Anuales [USD]
PDD 30,000.00 Verificación 35,000.00
Validación 35,000.00 Administración
UNFCCC
48,358.63
Registro 48,358.63 Total [USD$] 83,358.63
Total
[USD]
113,358.63 Total [Pesos] 1,125,341.51
A partir del monto de CERs generadas anualmente y asignándoles un valor de 15
USD por CER, se procedió a estimar el impacto de este ingreso adicional en los
indicadores financieros del proyecto.
Debido a que los costos de transacción de estos proyectos están en dólares, se
consideró una tasa de cambio del peso frente al dólar de 13.5 $/USD. Entre estos
costos se encuentran el desarrollo del documento de proyecto (PDD), los costos
de validación y verificación, el costo de Registro, que es el pago realizado a
Naciones Unidas después de la aceptación formal del proyecto y los honorarios
por comercialización de las reducciones.
Como costos administrativos, se descontó el 2% de las CERs generadas
anualmente, las cuales serán destinadas a un Fondo de Adaptación, cobrado por
la Junta Ejecutiva del MDL y requisito para participar en este mecanismo y
apoyar a los países más vulnerables a los efectos del cambio climático. Los
resultados finales de la venta de RCE’s se presentan en la Tabla 16.
67
Tabla 16. Ingresos netos por venta de CERs
Periodo
[años]
CERs
[tonCO2e/año]
Venta de
CERs
[$/tonCO2e]
Gastos
anuales de
transacción
[$]
Gastos de
comercialización
(3%) [$]
Fondo de
Adaptación
(2%) [$]
Ingresos
totales
CERs
[$]
2013 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 4,389,616
2014 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 5,389,616
2015 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2016 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2017 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2018 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2019 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2020 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2021 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2022 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2023 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2024 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2025 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2026 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2027 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2028 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2029 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2030 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2031 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2032 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
2033 241,793 48,963,113 -1,125,342 -1,468,893 -979,262 45,389,616
Integrando estos resultados a nuestra evaluación obtuvimos nuevos parámetros
de rentabilidad, los cuales se expresan a continuación:
Tabla 17. Parámetros de rentabilidad para la Opción 1 + ingresos adicionales por MDL
SIN FINANCIAMIENTO CON FINANCIAMIENTO
VPN en 2009 $823,913,238 VPN en 2009 $1,090,000,142
AE $137,936,398 AE $182,483,648
C/B 1.54 C/B 3.36
TIR 24.98% TIR 46.11%
TIRM 14.18% TIRM 16.75%
PR simple 4.12 PR simple 2.39
68
Tabla 18. Parámetros de rentabilidad para la Opción 2 + ingresos adicionales por MDL
SIN FINANCIAMIENTO CON FINANCIAMIENTO
VPN en 2009 $1,388,026,607 VPN en
2009
$1,612,118,192
AE $232,378,097 AE $269,894,652
C/B 2.07 C/B 5.14
TIR 32.94% TIR 68.64%
TIRM 15.72% TIRM 26.82%
PR simple 3.22 PR simple 1.58
4.9 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
El análisis de sensibilidad se realizó para los dos casos de estudio presentados,
con Financiamiento y sin considerar el MDL. Se tomaron principalmente 3
factores que podrían afectar en gran medida el proyecto:
A. Tipo de Cambio
B. Tasa de interés del financiamiento
C. Porcentaje de apalancamiento
A. TIPO DE CAMBIO Para el tipo de cambio se contemplaron dos escenarios, uno con un aumento de
25% y otro con 50% del estado actual del Tipo de Cambio. Entonces, el proyecto
cambiaría de la siguiente forma en cada caso:
Tabla 19. Sensibilidad financiera del Tipo de Cambio
Indicadores Caso 1 Caso 2
+25% +50% +25% +50%
VPN $ 643,164,394 $ 466,181,250 $ 1,295,811,957 $ 1,249,358,326
AE $ 107,676,119 $ 78,046,279 $ 216,939,874 $ 209,162,785
C/B 2.12 1.67 3.67 3.14
TIR 28.85% 23.44% 47.01% 39.92%
TIRM 15.16% 14.47% 24.74% 23.80%
PR simple 4.21 5.54 2.47 3.03
69
B. TASA DE INTERÉS Para el segundo factor, se tomaron 2.5 y 5 puntos porcentuales por arriba de la
tasa del caso base, para los cuales se presentan los siguientes escenarios:
Tabla 20. Sensibilidad financiera de la Tasa de Interés
Indicadores Caso 1 Caso 2
11.5% 14% 11.5% 14%
VPN $ 728,781,334 $ 633,360,167 $ 1,265,333,655 $ 1,184,987,372
AE $ 122,009,779 $ 106,034,733 $ 211,837,313 $ 198,386,046
C/B 2.58 2.37 4.26 4.05
TIR 34.50% 31.34% 54.76% 51.16%
TIRM 15.69% 15.34% 25.65% 25.33%
PR simple 3.36 3.84 2.08 2.25
C. APALANCAMIENTO Finalmente, para el porcentaje de apalancamiento, se consideraron únicamente
apalancamientos del 30% y 50% como se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 21. Sensibilidad financiera del Apalancamiento
Indicadores Caso 1 Caso 2
50% 30% 50% 30%
VPN $ 744,198,271 $ 668,249,006 $ 1,278,314,984 $ 1,214,364,381
AE $ 124,590,824 $ 111,875,689 $ 214,010,598 $ 203,304,233
C/B 1.97 1.62 2.97 2.34
TIR 29.57% 25.54% 42.73% 35.54%
TIRM 15.76% 15.48% 23.57% 22.19%
PR simple 3.73 4.2 2.59 3.07
70
CONCLUSIONES En este estudio se determinó que adicionalmente a los beneficios ambientales y
económicos que se obtienen por el cultivo de la Jatrofa , como el mejoramiento y
conservación de suelos, uso de tierras semidesérticas y secas, generación de
empleos, desarrollo agroindustrial en zonas rurales, generación de nuevas
materias primas o rublos exportables como combustibles, medicinas,
insecticidas, lubricantes, fertilizantes, entre otras;, el aprovechamiento de la
biomasa residual que se obtiene como resultado de su procesamiento para la
obtención de aceite vegetal a ser transformado en biodiesel; resultó benéfico
tanto en el sentido de potencial energético para la obtención de energía eléctrica
y térmica, así como otros beneficios, que se enuncian a continuación:
Aprovechamiento de la materia orgánica residual como materia prima para la generación de
energía eléctrica, evitando la contaminación de suelo, aire y agua por su disposición en rellenos
sanitarios;
Disminución de las importaciones y/o extracción de combustibles fósiles;
Mitigación de las emisiones de GEI;
Incremento en la participación de la biomasa en la matriz energética;
Posible participación en el mercado de bonos de carbono vía la emisión de CERs al registrar el
proyecto como MDL.
Además de los beneficios mencionados anteriormente, de acuerdo al análisis
realizado, el proyecto resulta rentable en términos económicos para las dos
opciones de venta de energía:
Opción 1) Satisfacer las necesidades energéticas de la planta procesadora y se venden los excedentes de
energía a socios consumidores a una tarifa HM con un descuento del 10%, mediante un esquema de
autoabastecimiento, y
Opción 2) Satisfacer las necesidades energéticas de la planta procesadora y se vende el excedente de
energía a la red (CFE) o mediante un esquema de licitación con base a la LAERFTE.
Con los resultados obtenidos en las corridas financieras, se observó que la mayor
rentabilidad se obtiene para la Opción 2, considerando un apalancamiento de
hasta 70% con una tasa de financiamiento LIBOR+4.5 que se pagará en un
período de 10 años. Los indicadores más representativos de este análisis son:
Valor presente neto de $1,214,364,381, una Anualidad Equivalente de
$203,304,233, un valor del Costo/Beneficio de 2.34, una Tasa Interna de Retorno
71
de 35.54%, una Tasa Interna de Rendimiento Modificado (con reinversión del
18%) de 22.19%, y finalmente un Periodo de Recuperación de 3.07 años.
Los principales factores que pondrían en riesgo la rentabilidad alcanzada en el
ejemplo anterior, serían el tipo de cambio peso/dólar y el porcentaje de
apalancamiento. Sin embargo, debido a los beneficios ambientales propios del
proyecto, se decidió realizar un escenario de sensibilidad en donde se consideró
la venta de bonos de carbono que se obtendrían por desplazar el consumo de
319,390 MWh/año de la red eléctrica nacional, mismos que traducidos a
reducción de emisiones son 241,793 tonCO2e/año. Los resultados muestran un
incremento en el valor C/B de 0.21 pts y un incremento en la TIR de 3.26 pts.;
los cuales se expresan en la tabla a continuación.
Tabla 22. Resultados Análisis de sensibilidad con ingresos MDL
Opción 2: Venta de excedentes de energía a la Red (CFE)
S/Financ.
S/CER Pesos
S/Financ.
C/CER Pesos
VPN 2009 $1,118,438,476 VPN 2009 $1,388,026,607
AE $187,244,685 AE $232,378,097
C/B 1.86 C/B 2.07
TIR 29.68% TIR 32.94%
TIRM 15.11% TIRM 15.72%
PR simple 3.59 PR simple 3.22
Finalmente se puede mencionar que, en base a los objetivos del proyecto, se
obtuvieron las siguientes conclusiones:
Se demuestra la factibilidad técnica, económica y financiera del aprovechamiento de biomasa
para generación de electricidad a gran escala por gasificación,
La implementación del proyecto resultó rentable con un período de retorno menor utilizando un
financiamiento (70% - 30%),
La utilización de la biomasa residual genera un ahorro económico y un ingreso adicional
significativo por la venta de electricidad, y por último,
Además del beneficio económico, los beneficios ambientales, tangibles e intangibles,
promueven el desarrollo sustentable regional.
72
REFERENCIAS
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de Investigación sobre la Contaminación Urbana, Regional y Global. INE
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73
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