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ANÁLISIS DE TECNOLOGÍAS ACTUALES DE CARBÓN APLICABLES EN COLOMBIA PARA GENERACIÓN

ELÉCTRICA Y COSTOS DE OPERACIÓN DE PLANTAS DUALES DE GENERACIÓN

CONCURSO No. 034 de 2007

INFORME FINAL

JAIRO RAMIREZ CASTRO Bogotá D.C., 13 de Marzo de 2008

UPME Análisis de tecnologías actuales de carbón aplicables en Colombia para generación eléctrica y costos de operación de Plantas duales de generación

Doc. AN-JRC-812-05

INFORME FINAL Rev. 01 Fecha: 13/03/2008

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LISTA DE DISTRIBUCIÓN

Copias de este documento fueron entregadas a las siguientes personas:

PERSONA ENTIDAD COPIAS

José Vicente Dulce UPME 2


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ÍNDICE DE MODIFICACIONES

ÍNDICE DE REVISIONES

SECCIÓN MODIFICADA

FECHA DE MODIFICACIÓN

OBSERVACIONES

Revisión 01 Todo el documento 13 – 03 - 2008 Versión Original


Doc. AN-JRC-812-05


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REVISIÓN Y APROBACIÓN

Actividad: Dirección y Coordinación

Título del documento: Informe Final

Documento N°: AN-JRC-812-06

Número de revisión 0 1 2 3

Elaboró: Nombre E. Viana E. Viana

Firma

Nombre R. Jaimes R. Jaimes

Firma

Nombre F. Vargas F. Vargas

Firma

Fecha 6-02-2008 10-03-2008

Aprobó: Nombre J. Ramírez J. Ramírez

Firma

Fecha: 9-02-2008 13-03-2008

Control de Calidad Nombre O. Montoya O. Montoya

Firma

Fecha: 8-02-2008 12-03-2008

Asesores Profesional Temático Plantas Térmicas, Ing. Edgar Viana Profesional Temático Área Eléctrica, Ing. Gustavo Hernández Profesional Temático Área Ambiental, Ing. Pedro Guevara Profesional Temático Área Combustibles, Dr. José Rincón Profesional Temático Mercado Eléctrico, Ing. Carmenza Chahin

Coordinación y revisión UPME Ing. José Vicente Dulce


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TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 16

2 ASPECTOS GENERALES DE LA GENERACIÓN TÉRMICA EN COLOMBIA ......... 18

2.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN COLOMBIA ................................... 18 2.1.1 Capacidad Instalada ............................................................................................ 18 2.1.2 Generación de Energía Eléctrica ......................................................................... 19 2.1.3 Agentes del Mercado ........................................................................................... 20 2.1.4 La Generación Térmica en Colombia .................................................................. 21 2.2 RESERVAS Y CALIDADES DE CARBÓN EN GENERACIÓN ELÉCTRICA ............. 26 2.2.1 Reservas Carboníferas ........................................................................................ 26 2.2.2 Producción y Exportación de Carbón .................................................................. 32 2.3 ASPECTOS AMBIENTALES DE LA GENERACIÓN CON CARBÓN ........................ 34 2.3.1 Componentes de las Plantas de Generación a Carbón ....................................... 36 2.3.2 Emisiones Atmosféricas ....................................................................................... 41 2.3.3 Normas Ambientales, Regulación y Tendencias ................................................. 46 2.3.4 Análisis Comparativo de Normatividad Nacional e Internacional......................... 50 2.3.5 Desarrollo de Indicadores Ambientales ............................................................... 51 2.3.6 Contexto Internacional de MDL ........................................................................... 57 2.3.7 Contexto Colombiano Frente al MDL ................................................................... 57 2.3.8 Tipos de Proyectos MDL ...................................................................................... 59 2.3.9 Oportunidad para Colombia ................................................................................. 60 2.3.10 Mercado del Carbono .......................................................................................... 67

3 TECNOLOGÍAS LIMPIAS DE GENERACIÓN A CARBÓN ....................................... 73

3.1 TECNOLOGÍAS LIMPIAS DE CARBÓN PULVERIZADO .......................................... 75 3.1.1 Carbón Pulverizado Subcrítico ............................................................................ 76 3.1.2 Carbón Pulverizado Supercrítico ......................................................................... 82 3.1.3 Carbón Pulverizado Ultra Supercrítica ................................................................. 90 3.1.4 Tecnología de ciclo combinado de gas natural y carbón pulverizado ............... 101 3.1.5 Oxi Combustión en centrales a carbón pulverizado .......................................... 103 3.2 TECNOLOGÍAS LIMPIAS DE CARBÓN CON COMBUSTIÓN EN LECHO

FLUIDIZADO ................................................................................................................. 115 3.2.1 Lecho fluidizado burbujeante a presión atmosférica .......................................... 116 3.2.2 Lecho fluidizado circulante a presión atmosférica ............................................. 119 3.2.3 Análisis cualitativo de proyectos ........................................................................ 125 3.3 TECNOLOGÍAS LIMPIAS DE CARBÓN CON GASIFICACIÓN DEL CARBÓN PARA

GENERACIÓN EN CICLO COMBINADO ..................................................................... 127 3.3.1 Ciclo combinado con lecho fluidizado a presión ................................................ 127 3.3.2 Ciclo combinado a carbón, tipo “topping” .......................................................... 130 3.3.3 Ciclo combinado integrado a la gasificación del carbón - IGCC ........................ 132 3.4 IGCC – CICLO COMBINADO CON GASIFICACIÓN INTEGRADA ......................... 135 3.4.1 Gasificación ....................................................................................................... 135


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3.4.2 Tipo de Gasificadores ........................................................................................ 136 3.4.3 Balance de Materia en un Gasificador ............................................................... 141 3.4.4 Descripción de una Planta IGCC ....................................................................... 144 3.4.5 Plantas Comerciales de Gasificación ................................................................ 149 3.4.6 Descripción de Plantas Comerciales de IGCC .................................................. 154 3.4.7 Balance de Materia en el Proceso IGCC ........................................................... 163 3.4.8 Balance de Energía en el Proceso IGCC .......................................................... 166 3.4.9 Plantas de IGCC Proyectadas ........................................................................... 168 3.4.10 Ventajas del IGCC ............................................................................................. 175 3.4.11 Desventajas del IGCC ....................................................................................... 178 3.5 TIEMPOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE PLANTAS DE GENERACIÓN ............. 178 3.6 ASPECTOS AMBIENTALES DE LAS TECNOLOGIAS LIMPIAS DE GENERACIÓN

CON CARBÓN .............................................................................................................. 181 3.6.1 Calculo de Indicadores Ambientales .................................................................. 183 3.6.2 Residuos generados en Plantas Térmicas a carbón ......................................... 196 3.6.3 Mercado para los Residuos ............................................................................... 209 3.6.4 Descripción General de las Metodologías Aprobadas (AM) .............................. 210 3.7 TECNOLOGÍAS PARA EL CONTROL DE LA CONTAMINACIÓN .......................... 213 3.7.1 Tecnologías de Precombustión ......................................................................... 213 3.7.2 Tecnologías In Situ ............................................................................................ 217 3.7.3 Tecnologías de Postcombustión ........................................................................ 221 3.7.4 Utilización de tecnologías de control de contaminación: Casos de Interés ....... 227 3.8 COMPARACIÓN DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN CON CARBÓN ............. 234

4 SITIOS FACTIBLES PARA DESARROLLO DE PROYECTOS DE GENERACION CON CARBON EN COLOMBIA ....................................................................................... 236

4.1 SELECCIÓN DE SITIOS .......................................................................................... 236 4.1.1 Guaduas (Norte de Santander) .......................................................................... 236 4.1.2 Rio Seco y Colmenares (Cundinamarca) .......................................................... 237 4.1.3 Chiriguana (Cesar) ............................................................................................. 238 4.1.4 Sinifana (Antioquia) ............................................................................................ 239 4.1.5 Arrucayui (La Guajira) ........................................................................................ 241 4.2 ANÁLISIS AMBIENTAL PARA LOS SITIOS SELECCIONADOS POR

TECNOLOGÍAS APLICABLES EN COLOMBIA ............................................................ 244 4.3 EVALUACIÓN DE LOS PROYECTOS SELECCIONADOS FRENTE A LA

NORMATIVIDAD AMBIENTAL ..................................................................................... 250 4.3.1 Proyecto GUADUAS .......................................................................................... 252 4.3.2 Proyecto COLMENARES ................................................................................... 254 4.3.3 Proyecto RÍO SECO .......................................................................................... 255 4.3.4 Proyecto CHIRIGUANA ..................................................................................... 256 4.3.5 Proyecto SINIFANA ........................................................................................... 258 4.3.6 Proyecto ARRUCAYUI ....................................................................................... 260 4.4 IMPACTO DE LA RECONVERSION DE LAS TERMICAS PC ACTUALES A

TECNOLOGÍAS LIMPIAS ............................................................................................. 262 4.5 APLICABILIDAD DE MDL A LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN COLOMBIA 263


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5 COSTOS ASOCIADOS A LA INSTALACIÓN Y GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON CARBÓN EN COLOMBIA .................................................................. 268

5.1 METODOLOGÍA GENERAL DE CÁLCULO DE COSTOS ....................................... 271 5.1.1 Indexación de Costos ........................................................................................ 272 5.1.2 Factores de nacionalización de equipos ............................................................ 272 5.1.3 Factores de escalación de los equipos .............................................................. 272 5.2 COSTOS BASE DE INVERSIÓN ............................................................................. 272 5.2.1 Indexación de costos ......................................................................................... 273 5.2.2 Costos base de inversión para tecnologías ....................................................... 273 5.3 FACTORES PARA NACIONALIZACIÓN DE EQUIPOS .......................................... 276 5.4 FACTOR DE ESCALACIÓN PARA LAS PLANTAS ................................................. 278 5.5 COSTOS DE INVERSIÓN Y O&M PARA COLOMBIA ............................................. 279 5.6 COSTOS DE INVERSIÓN Y DE O&M PARA LOS PROYECTOS SELECCIONADOS

282 5.7 COMENTARIOS GENERALES ............................................................................... 290

6 EVALUACIÓN FINANCIERA ................................................................................... 291

6.1 SUPUESTOS EVALUACIÓN FINANCIERA ............................................................ 292 6.1.1 Variables de Ingresos ........................................................................................ 292 6.1.2 Variables de Egresos ......................................................................................... 298 6.2 PROYECTOS EVALUADOS.................................................................................... 299 6.3 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN...................................................................... 300 6.3.1 Primer Escenario Cargo por Confiabilidad ......................................................... 301 6.3.2 Segundo escenario Cargo por Confiabilidad ..................................................... 328 6.3.3 Competitividad Relativa de los Proyectos en Área de Seguridad ...................... 344 6.4 IDENTIFICACIÓN DE BARRERAS DE ENTRADA DE PROYECTOS..................... 350 6.4.1 Barreras de Tipo Legal ...................................................................................... 350 6.4.2 Barreras de Tipo Financiero .............................................................................. 351 6.4.3 Barreras de Tipo Ambiental ............................................................................... 352 6.4.4 Barreras de Tipo Tecnológico ............................................................................ 353 6.4.5 Barreras de Tipo Social ..................................................................................... 353 6.4.6 Barreras de tipo económico ............................................................................... 354 6.5 ASPECTOS REGULATORIOS ................................................................................ 354

7 RECOMENDACIÓN DE ESTRATEGIAS – PLAN DE EXPANSIÓN ....................... 356

8 PLANTAS DE GENERACIÓN TÉRMICA A GAS OPERANDO CON COMBUSTIBLES SUSTITUTOS ...................................................................................... 358

8.1 OPCIONES DE USO DE GAS DE SINTESIS PROVENIENTES DEL CARBON Y DE RESIDUOS DE REFINERIA COMO SUSTITUTOS DEL GAS NATURAL .................... 358

8.1.1 Limpieza del Gas de Síntesis ............................................................................ 358 8.1.2 Modificaciones en las Plantas a Gas Natural a Ciclo Combinado para adaptarlas al Gas de Síntesis ............................................................................................................. 360 8.1.3 Cambios en el Comportamiento de las Turbinas a Gas y del Ciclo Combinado al Utilizar Gas de Síntesis en Reemplazo del Gas Natural .................................................. 363 8.1.4 Posibles Plantas IGCC como sustituto de Gas Natural en Colombia ................ 365 8.1.5 Impacto Ambiental de Conversión de Térmicas de Gas Natural a IGCC .......... 369


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8.2 EFECTOS DEL CAMBIO DE COMBUSTIBLE EN CENTRALES TÉRMICAS A GAS NATURAL ..................................................................................................................... 370

8.2.1 Cambio de Combustible en Centrales Térmicas a Gas Natural Ciclo Simple ... 370 8.2.2 Cambio de Combustible en las Centrales de Ciclo Combinado a Gas Natural . 376 8.2.3 Efectos del Cambio de Combustible en las Centrales a Gas Natural Instaladas en Colombia ........................................................................................................................... 386 8.2.4 Costos Fijos y Variables de las Centrales al cambiar el tipo de combustible .... 395

9 OBSERVACIONES Y CONCLUSIONES ................................................................. 398

LISTA DE TABLAS Tabla 2-1 Capacidad Instalada por fuente de energía (MW) – Julio 2007 ........................ 19 Tabla 2-2 Plantas Térmicas a Gas en Colombia ................................................................ 21 Tabla 2-3 Plantas Térmicas a Carbón en Colombia .......................................................... 22 Tabla 2-4 Consumo Anual de Gas en Termoelectricas – Colombia 2006 ......................... 24 Tabla 2-5 Consumo Anual de Carbón en Termoelectricas – Colombia 2006 ................... 25 Tabla 2-6 Zonas con reservas y recursos medidos de carbón ........................................... 27 Tabla 2-7 Características analíticas de los carbones por zonas carboníferas ................... 30 Tabla 2-8 Producción y Exportaciones (miles de toneladas) .............................................. 33 Tabla 2-9 Precios promedio FOB de exportación (USD/ton) .............................................. 34 Tabla 2-10 Factores IPCC de emisiones de Carbono y Dióxido de carbono ..................... 42 Tabla 2-11 Efectos del monóxido de carbono (CO) ........................................................... 44 Tabla 2-12 Impactos ambientales de la generación de energía ......................................... 44 Tabla 2-13 Resumen de los agentes contaminantes y sus efectos ................................... 45 Tabla 2-14 Límites Máximos permisibles de emisiones al aire para fuentes fijas .............. 47 Tabla 2-15 Normas de vertimiento Banco Mundial – Colombia ......................................... 48 Tabla 2-16 Normas de emisión de partículas ..................................................................... 49 Tabla 2-17 Altura mínima requerida en metros .................................................................. 49 Tabla 2-18 Estándares de emisión admisible para centrales térmicas existentes y nuevas con capacidad superior a 20MW para combustibles sólidos en condiciones de referencia (25 °C, 760 mmHg y 6% O2) ............................................................................................... 50 Tabla 2-19 Contenido de Azufre del Carbón como Requisito ............................................ 51 Tabla 2-20 Matriz de Indicadores PER ............................................................................... 55 Tabla 2-21 Clases de proyectos - Decisión 17 CP7 ........................................................... 60 Tabla 2-22 Relación Países, proyectos MDL registrados y Reducciones Certificadas de Emisiones (tons CO2 eq.) Esperadas por año. (7 de diciembre 2007) ............................... 63 Tabla 2-23 Unidades de Mercado ...................................................................................... 67 Tabla 2-24 Compromisos de reducción de la Unión Europea ............................................ 71 Tabla 2-25 Compromiso de reducción de Alemania ........................................................... 72 Tabla 3-1 Tecnologías Limpias de Generación con base en carbón ................................. 73 Tabla 3-2 Eficiencias e impactos ambientales de unidades PC ......................................... 75 Tabla 3-3 Parámetros técnicos plantas supercríticas ......................................................... 87 Tabla 3-4 Unidades PC Supercríticas instaladas en Estados Unidos ................................ 88 Tabla 3-5 Unidades PC Supercríticas instaladas a nivel mundial por ALSTOM ................ 89 Tabla 3-6 Aceros utilizados en calderas subcríticas ........................................................... 95 Tabla 3-7 Aleaciones Programa de Investigación DOE ..................................................... 98


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Tabla 3-8 Comparación Materiales para turbinas super y ultra supercríticas .................... 99 Tabla 3-9 Generación de Energía y Consumo Térmico en Oxicombustión ..................... 109 Tabla 3-10 Potencia de los equipos y sistemas auxiliares ............................................... 110 Tabla 3-11 Alimentación total de energía térmica ............................................................ 110 Tabla 3-12 Oxi Combustión - Desempeño ....................................................................... 112 Tabla 3-13 Eficiencias netas ............................................................................................. 113 Tabla 3-14 Costos totales en Estados Unidos de las plantas de Oxicombustión ............. 114 Tabla 3-15 Unidades AFBC - Foster Wheeler .................................................................. 126 Tabla 3-16 Unidades AFBC - ALSTOM ............................................................................ 126 Tabla 3-17 Unidades AFBC - Babcock & Wilcox .............................................................. 126 Tabla 3-18 Reacciones durante el proceso de gasificación ............................................. 135 Tabla 3-19 Características de los gases de bajo y alto poder calorífico, procedentes del carbon y del gas natural colombiano ................................................................................ 136 Tabla 3-20 Composición de gas de síntesis obtenido según tipo de gasificador ............. 138 Tabla 3-21 Análisis próximo de carbón empleado ............................................................ 141 Tabla 3-22 Resultados del balance de materia de un gasificador .................................... 144 Tabla 3-23 Composición del gas crudo y gas limpio ........................................................ 147 Tabla 3-24 Plantas de gasificación de combustibles fósiles ............................................. 149 Tabla 3-25 Plantas de gasificación a nivel mundial .......................................................... 153 Tabla 3-26 Plantas comerciales de IGCC y localización .................................................. 154 Tabla 3-27 Análisis de los Combustibles empleados y del gas de síntesis resultante por plantas de IGCC ............................................................................................................... 156 Tabla 3-28 Composición del combustible utilizado Puertollano ....................................... 158 Tabla 3-29 Parámetros de diseño para unidad de fraccionamiento de Aire ..................... 159 Tabla 3-30 Características del gas crudo ........................................................................ 161 Tabla 3-31 Principales Características del gas limpio ...................................................... 162 Tabla 3-32 Comparación de IGCC según combustible empleado ................................... 162 Tabla 3-33 Consumos de la central IGCC en el año 2002 ............................................... 163 Tabla 3-34 Proyectos IGCC en Europa y Estados Unidos .............................................. 168 Tabla 3-35 Plantas y proyectos IGCC a nivel mundial 1994-2010 ................................... 169 Tabla 3-36 Comparación de emisiones Efecto Invernadero de IGCC con otras Tecnologías ...................................................................................................................... 178 Tabla 3-37 Relación de tiempos de espera y construcción - SIEMENS ........................... 179 Tabla 3-38 Relación de tiempos de espera y construcción - HITACHI ............................ 179 Tabla 3-39 Relación de tiempos de espera y construcción - FOSTER WHEELER ......... 180 Tabla 3-40 Relación Promedio de tiempos de espera y construcción .............................. 181 Tabla 3-41 Aspectos Ambientales de las Tecnologías limpias de generación con carbón .......................................................................................................................................... 182 Tabla 3-42 Indicadores PER para generación eléctrica. .................................................. 184 Tabla 3-43 Evaluación indicador Ce (ton/año) ................................................................. 185 Tabla 3-44 Evaluación indicador Cp (ton/GWh.año) ........................................................ 186 Tabla 3-45 Emisiones de las Térmicas nacionales a Carbón ........................................... 187 Tabla 3-46 Emisiones de las térmicas a Gas. .................................................................. 187 Tabla 3-47 Cambios en la atmósfera, clima y sistema biológico terrestre durante el siglo XX ..................................................................................................................................... 188 Tabla 3-48 Emisiones para el cálculo de índices (kg/MWh (e)) ....................................... 191


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Tabla 3-49 Calificación de las emisiones en las diferentes tecnologías ........................... 193 Tabla 3-50 Índices Ambientales de las diferentes tecnologías ......................................... 193 Tabla 3-51 Normas EPA y WB para emisiones en fuentes fijas ....................................... 194 Tabla 3-52 Emisiones por tecnología ............................................................................... 195 Tabla 3-53 Costos de la captura y almacenamiento de CO2 año 2002 ............................ 203 Tabla 3-54 Escala de costos para nuevas centrales eléctricas ........................................ 203 Tabla 3-55 Producción y consumo de productos de combustión EU 2001 ...................... 205 Tabla 3-56 Porcentaje de sustitución de ceniza en algunas plantas térmicas a carbón .. 205 Tabla 3-57 Mezclas de base de carreteras con Residuos de combustión ....................... 206 Tabla 3-58 Mezclas de Cemento con Residuos de combustión ....................................... 206 Tabla 3-59 Aporte energético y % de dosificación de ceniza ........................................... 207 Tabla 3-60 Producción y calidad del azufre. ..................................................................... 208 Tabla 3-61 Metodologías aprobadas ................................................................................ 212 Tabla 3-62 Proyectos presentados para el sector energético a nivel mundial ................. 213 Tabla 3-63 Características de plantas de lavado de carbón en Colombia ...................... 217 Tabla 3-64 Comparación de Emisiones Antes y Después del Proyecto .......................... 229 Tabla 3-65 Emisiones de la Planta Wabash River IGCC ................................................. 232 Tabla 3-66 Características de las tecnologías limpias ..................................................... 233 Tabla 3-67 Características de operación de los colectores de partículas ........................ 233 Tabla 3-68 Proyecciones de comportamiento ambiental de las IGCC y PC .................... 234 Tabla 3-69 Comparación de parámetros para tecnologías limpias de generación de energía con base en carbón ............................................................................................. 235 Tabla 4-1 Proyectos seleccionados .................................................................................. 236 Tabla 4-2 Producción, consumo interno y exportaciones de carbón del Distrito minero El Zulia, 1998-2004 ............................................................................................................... 237 Tabla 4-3 Recursos y reservas básicas medidas de carbón, distrito minero Zipaquirá, 2002 .......................................................................................................................................... 238 Tabla 4-4 Producción de carbón térmico en el distrito minero La Jagua, 1998-2004 (kt) 239 Tabla 4-5 Reservas de carbón en el distrito minero Amagá – Medellín ........................... 240 Tabla 4-6 Producción de carbón en el distrito minero Amagá – Medellín, 2002 .............. 240 Tabla 4-7 Producción de carbón distrito Barrancas, 1998-2004 ...................................... 241 Tabla 4-8 Proyección de oferta de carbón del distrito minero Barrancas, 2004-2010 (Mt) .......................................................................................................................................... 242 Tabla 4-9 Características analíticas de los carbones y principales variables por Proyecto .......................................................................................................................................... 243 Tabla 4-10 Cálculo de emisiones potenciales Guaduas ................................................... 245 Tabla 4-11 Cálculo de emisiones potenciales Colmenares .............................................. 246 Tabla 4-12 Cálculo de emisiones potenciales Rioseco .................................................... 247 Tabla 4-13 Cálculo de emisiones potenciales Chiriguana ................................................ 248 Tabla 4-14 Cálculo de emisiones potenciales Sinifana .................................................... 249 Tabla 4-15 Cálculo de emisiones potenciales Arrucayui .................................................. 250 Tabla 4-16 Normatividad Colombiana para emisiones de fuentes fijas área rural ........... 251 Tabla 4-17 Normatividad ambiental para emisiones ........................................................ 252 Tabla 4-18 Proyecto Guaduas Emisiones de MP por la diferentes Tecnologías (1) ........ 252 Tabla 4-19 Proyecto GUADUAS ....................................................................................... 252 Tabla 4-20 Sistemas de remoción aplicables al proyecto ................................................ 253


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Tabla 4-21 Proyecto Colmenares Emisiones de MP por la diferentes Tecnologías (1) ... 254 Tabla 4-22 Proyecto Colmenares ..................................................................................... 254 Tabla 4-23 Proyecto Río Seco Emisiones de MP por la diferentes Tecnologías ............. 255 Tabla 4-24 Proyecto Río Seco .......................................................................................... 255 Tabla 4-25 Sistemas de remoción aplicables al proyecto ................................................ 256 Tabla 4-26 Proyecto Chiriguana Emisiones de MP por la diferentes Tecnologías (1) ..... 256 Tabla 4-27 Proyecto Chiriguana ....................................................................................... 257 Tabla 4-28 Sistemas de remoción aplicables al proyecto ................................................ 258 Tabla 4-29 Proyecto SINIFANA emisiones de MP por las diferentes tecnologías (1) ...... 258 Tabla 4-30 Proyecto SINIFANA ........................................................................................ 259 Tabla 4-31 Sistemas de remoción aplicables al proyecto ................................................ 260 Tabla 4-32 Proyecto ARRUCAYUI Emisiones de MP por las diferentes Tecnologías (1) 260 Tabla 4-33 Proyecto Arrucayui. ........................................................................................ 261 Tabla 4-34 Sistemas de remoción aplicables al proyecto ................................................ 262 Tabla 4-35 Porcentaje de reducción de CO2 por reconversión. ....................................... 262 Tabla 4-36 Porcentaje de reducción de SO2 por reconversión ......................................... 263 Tabla 4-37 Porcentaje de reducción de NOX por reconversión ........................................ 263 Tabla 4-38 Eficiencia de las térmicas a carbón que operan en el país ............................ 263 Tabla 4-39 Emisiones de CO2 ton/año con tecnología actual .......................................... 264 Tabla 4-40 Emisiones con tecnologías limpias para los sitios de expansión seleccionados (CO2 ton/año) .................................................................................................................... 265 Tabla 4-41 Reducción potencial de emisiones para los sitios seleccionados. ................. 265 Tabla 4-42 USD Millones/año escenario bajo (3USD/ton CO2) ........................................ 266 Tabla 4-43 Millones/año escenario medio (9,8USD/ton CO2) .......................................... 266 Tabla 4-44 USD Millones/año escenario alto (19 USD/ton CO2) ...................................... 267 Tabla 5-1 Descripción de los casos - DOE ....................................................................... 269 Tabla 5-2 Análisis último para el carbón tipo Illinois # 6 ................................................... 269 Tabla 5-3 Desempeño de las tecnologías IGCC .............................................................. 270 Tabla 5-4 Desempeño de plantas PC y NGCC ................................................................ 270 Tabla 5-5 Datos Básicos para análisis económico DOE USA ......................................... 271 Tabla 5-6 Costos base de inversión y de operación y mantenimiento para tecnologías de generación térmica DOE 2007 ......................................................................................... 274 Tabla 5-7 Posiciones Arancelarias y Aranceles ............................................................... 277 Tabla 5-8 Arancel promedio por tecnología ...................................................................... 277 Tabla 5-9 Metodología para el cálculo del factor de puesta en Sitio Colombia ................ 278 Tabla 5-10 Factores de puesta en Sitio ........................................................................... 278 Tabla 5-11 Factores de escalación para costos de inversión ........................................... 279 Tabla 5-12 Costos de inversión ajustados a Colombia (USD/kW) ................................... 280 Tabla 5-13 Costos de O&M ajustados a Colombia ........................................................... 281 Tabla 5-14 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Norte de Santander - Guaduas ........................................................................................................................... 283 Tabla 5-15 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Cundinamarca – Río Seco.................................................................................................................................. 284 Tabla 5-16 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Cundinamarca – Colmenares ...................................................................................................................... 285 Tabla 5-17 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Cesar – Chiriguaná .. 286


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Tabla 5-18 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Antioquia – Sinifaná . 288 Tabla 5-19 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para La Guajira – Arrucayui .......................................................................................................................................... 289 Tabla 6-1 Estructura de Flujo Financiero .......................................................................... 291 Tabla 6-2 Proyectos previstos en el Plan de Expansión .................................................. 293 Tabla 6-3 Precio de Renovación Contratos de Gas Termoeléctricas - Según Vencimiento de Contratos de Gas (Referencia Barranquilla) ................................................................ 294 Tabla 6-4 Costos de Carbón (Suministro + Transporte) ................................................... 294 Tabla 6-5 Proyección Costo Marginal Sistema - UPME (Considerando Vencimiento de Contratos de Gas) ............................................................................................................ 296 Tabla 6-6 Piso Bolsa ......................................................................................................... 297 Tabla 6-7 Identificación de cada variable para Proyectos Evaluados .............................. 299 Tabla 6-8 Total de Proyectos Evaluados .......................................................................... 300 Tabla 6-9 Resultados de la Evaluación Financiera .......................................................... 301 Tabla 6-10 Resultados de la Evaluación Financiera por costo de Inversión .................... 308 Tabla 6-11 Resultados de la Evaluación Financiera por Flujo de Caja ........................... 315 Tabla 6-12 Proyectos por Cobertura del Flujo de Caja sobre la Inversión ....................... 322 Tabla 6-13 Competitividad Relativa de los Proyectos en el Contexto del Cargo por Confiabilidad ..................................................................................................................... 328 Tabla 6-14 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Ubicación ...................... 336 Tabla 6-15 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Tamaño de Unidad ........ 339 Tabla 6-16 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Tecnología .................... 341 Tabla 6-17 Proyectos con Control Ambiental en Área de Factibilidad ............................. 344 Tabla 6-18 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Tecnología .................... 344 Tabla 6-19 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Ubicación ...................... 346 Tabla 6-20 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Tamaño de Unidad ........ 347 Tabla 6-21 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Tecnología .................... 348 Tabla 8-1 Plantas térmicas a Gas Natural en Colombia ................................................... 366 Tabla 8-2 Calidades de los carbones aledaños con tecnología IGCC ............................. 368 Tabla 8-3 Requerimientos de carbón de Térmicas con tecnología IGCC ........................ 368 Tabla 8-4 Cambio de emisiones por reconversión GN a IGCC ........................................ 369 Tabla 8-5 Tipo de gasificador, de carbón y gas de síntesis ............................................. 370 Tabla 8-6 Relación de parámetros respecto a diferentes Combustiles en una Central termica a gas en ciclo simple ............................................................................................ 371 Tabla 8-7 Flujo de masa de los gases a la salida de las turbinas de combustión ............ 374 Tabla 8-8 Temperatura de salida de los gases de combustión ........................................ 375 Tabla 8-9 Comportamiento global de la central ............................................................... 377 Tabla 8-10 Potencia de los turbogeneradores de combustión y a vapor ......................... 380 Tabla 8-11 Flujo de masa de los gases a la salida de las turbinas de combustión .......... 382 Tabla 8-12 Temperatura del punto de rocío del ácido sulfúrico y eficiencia eléctrica neta .......................................................................................................................................... 383 Tabla 8-13 Generación de vapor ...................................................................................... 385 Tabla 8-14 información relevante Central Meriléctrica ..................................................... 387 Tabla 8-15 información relevante Central Meriléctrica ..................................................... 387 Tabla 8-16 Información Central TEBSA ........................................................................... 389 Tabla 8-17 Información Central TEBSA ........................................................................... 389


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Tabla 8-18 Información Central La Sierra ......................................................................... 391 Tabla 8-19 Información Central La Sierra ......................................................................... 391 Tabla 8-20 Información Central Termovalle ..................................................................... 393 Tabla 8-21 Información Central Termovalle ..................................................................... 393 Tabla 8-22 Costos de O&M para centrales Térmicas al cambiar de combustible ............ 397 Tabla 8-23 Costos fijos y variables de las centrales ............. ¡Error! Marcador no definido.

LISTA DE FIGURAS Figura 2-1 Capacidad instalada de Generación en Colombia por fuente de energía ......... 18 Figura 2-2 Sistema Interconectado Nacional ...................................................................... 20 Figura 2-3 Composición Generación Térmica .................................................................... 21 Figura 2-4 Localización de Plantas Térmicas en Colombia ................................................ 23 Figura 2-5 Reservas y Recursos Totales de Carbón por Zona .......................................... 29 Figura 2-6 Reservas y Recursos Totales de Carbón por tipo: Térmico y Metalúrgico ....... 29 Figura 2-7 Producción Total de Carbón por Zonas ............................................................ 33 Figura 2-8 Producción de Carbón sin incluir Zona Norte .................................................... 34 Figura 2-9 Impactos ambientales por Combustión de Carbón Pulverizado ....................... 37 Figura 2-10 Explotación de carbón a cielo abierto ............................................................. 38 Figura 2-11 Instalaciones de un patio de acopio de carbón ............................................... 39 Figura 2-12 Descripción del proceso de suministro de materia prima ................................ 40 Figura 2-13 Impacto ambiental de plantas de generación a carbón ................................... 43 Figura 2-14 Representación grafica Norma EPA para emisiones de SO2 .......................... 47 Figura 2-15 Esquema de Indicadores PER ........................................................................ 54 Figura 2-16 Esquema de indicadores FPEIR ..................................................................... 54 Figura 2-17 Ubicación de los proyectos que se encuentran en formulación. ..................... 64 Figura 2-18 Esquema de venta de bonos ........................................................................... 68 Figura 2-19 Esquema de Crédito de Carbono .................................................................... 68 Figura 2-20 Esquema de beneficios del mercado de carbón ............................................. 69 Figura 2-21 Esquema de apoyos del Comité Chileno-Japonés pro MDL ........................... 70 Figura 2-22 Esquema de la estrategia para la adquisición de bonos de carbono .............. 71 Figura 3-1 Tecnologías de Generación con base en Carbón ............................................. 74 Figura 3-2 Carbón Pulverizado - Esquema del Proceso .................................................... 76 Figura 3-3 Balance de Energía Tecnología PC 550 MW de generación ............................ 80 Figura 3-4 Balance de Energía Tecnología SPC 550 MW de generación ........................ 84 Figura 3-5 Temperatura Límite para Super Aleaciones ...................................................... 99 Figura 3-6 Oxi Combustión - Esquema del Proceso ........................................................ 111 Figura 3-7 Lecho fluidizado a presión atmosférica - Esquema del proceso ..................... 116 Figura 3-8 Componentes principales de una unidad de lecho fluidizado atmosférico ...... 121 Figura 3-9 IGCC Esquema del Proceso ........................................................................... 133 Figura 3-10 Tipos de gasificadores .................................................................................. 137 Figura 3-11 Gasificador de lecho fijo ................................................................................ 138 Figura 3-12 Gasificador de lecho fluidizado ..................................................................... 139 Figura 3-13 Gasificador de lecho de arrastre ................................................................... 140 Figura 3-14 Desempeño de un gasificador operado 100% con carbón ........................... 142 Figura 3-15 Esquema central de gasificación integrada en ciclo combinado ................... 146


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Figura 3-16 Esquema de lavador o scrubber .................................................................. 147 Figura 3-17 Esquema de unidad de Claus ....................................................................... 148 Figura 3-18 Plantas de IGCC a nivel mundial .................................................................. 151 Figura 3-19 Elcogas - Puertollano, España, 300 MWe – Planta IGCC ............................ 152 Figura 3-20 Planta Nuon en Buggenmun, Holanda .......................................................... 154 Figura 3-21 Planta Wabash en Indiana, Estados Unidos ................................................. 155 Figura 3-22 Planta Polk en Tampa, Florida Estados Unidos ............................................ 156 Figura 3-23 Planta ELCOGAS en Puertollano, España .................................................. 157 Figura 3-24 Esquema general planta ELCOGAS, Puertollano ......................................... 158 Figura 3-25 Sistema de preparación del Combustible ...................................................... 159 Figura 3-26 Unidad de fraccionamiento de Aire. Puertollano .......................................... 160 Figura 3-27 Sistema de limpieza y desulfurizacion del gas .............................................. 161 Figura 3-28 Distribución de la Planta ELCOGAS, Puertollano ........................................ 164 Figura 3-29 Balance de Materia Planta Elcogas .............................................................. 165 Figura 3-30 Balance de energía planta Elcogas, Puertollano ......................................... 167 Figura 3-31 Emisiones de IGCC comparada con otros procesos .................................... 176 Figura 3-32 Comparación de emisiones de IGCC con Tecnologías de Carbón Pulverizado en (lb/mm BTU) ................................................................................................................ 177 Figura 3-33 Emisiones según tecnología y eficiencia ....................................................... 184 Figura 3-34 Emisiones de CO2 ......................................................................................... 191 Figura 3-35 Emisiones de SO2 ......................................................................................... 192 Figura 3-36 Emisiones de NO2. ........................................................................................ 192 Figura 3-37 Índices Ambiéntales Totales ......................................................................... 194 Figura 3-38 Diferentes métodos de captura de CO2 ......................................................... 197 Figura 3-39 Opciones de captura y almacenamiento de CO2 .......................................... 198 Figura 3-40 Captura inducida en el océano ...................................................................... 199 Figura 3-41 Carbonatación mineral CO2 .......................................................................... 199 Figura 3-42 Captura y almacenamiento geológico del CO2 .............................................. 200 Figura 3-43 Usos del azufre ............................................................................................. 209 Figura 3-44 Lavado del Carbón por medio denso ............................................................ 215 Figura 3-45 Opciones de Control de NOx en Combustión y Post-combustión ................. 219 Figura 3-46 Comportamiento del SO2 y NOx .................................................................... 227 Figura 3-47 Figura Diagrama de Proceso TermoValle (Diagrama Simplificado) .............. 228 Figura 6-1 Costo Total de Planta en Estados Unidos por Tecnología (sin captura de CO2) .......................................................................................................................................... 271 Figura 7-1 Costo Marginal del Sistema ............................................................................ 295 Figura 7-2 Curva de Oferta de los proyectos evaluados .................................................. 335 Figura 7-3 Curva de Oferta Térmicas a Carbón Proyectos en Área de Factibilidad ........ 336 Figura 7-4 Curva de Oferta Termoeléctricas a Carbón Proyectos en Área de Seguridad345 Figura 7-5 Proceso de la Seguridad Jurídica ................................................................... 351 Figura 9-1 Potencia de una Central Térmica a Gas en ciclo simple según combustible .. 372 Figura 8-2 Eficiencia de una Central Térmica a Gas en ciclo simple según combustible 373 Figura 9-3 Flujo de masa de Gases y Eficiencia Eléctrica neta ....................................... 374 Figura 9-4 Gases escape de turbina ................................................................................ 376 Figura 9-5 potencia de la central según combustible utilizado ......................................... 378 Figura 9-6 eficiencia eléctrica neta .................................................................................. 379


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Figura 9-7 potencia de los turbogeneradores según tipo de combustible ........................ 381 Figura 9-8 Flujo de masa de gases y eficiencia eléctrica neta ......................................... 382 Figura 9-9 Temperatura de gases de salida del HRSG y eficiencia eléctrica neta .......... 384 Figura 9-10 Flujo y temperatura del vapor ........................................................................ 386 Figura 9-11 Central Meriléctrica ....................................................................................... 388 Figura 9-12 Central Meriléctrica ....................................................................................... 388 Figura 9-13 Central TEBSA .............................................................................................. 390 Figura 9-14 Central TEBSA .............................................................................................. 390 Figura 9-15 Central La Sierra ........................................................................................... 392 Figura 9-16 Central la Sierra ............................................................................................ 392 Figura 9-17 Central Termovalle ........................................................................................ 394 Figura 9-18 Central Termovalle ........................................................................................ 394 Figura 9-19 Factor de Mantenimiento ............................................................................... 396

LISTA DE ANEXOS

ANEXO 1 PARÁMETROS TÉCNICOS DE PLANTAS DE GENERACIÓN TÉRMICA EN COLOMBIA

ANEXO 2. RESUMEN NORMATIVIDAD AMBIENTAL APLICABLE A UN PROYECTO CARBOELECTRICO

ANEXO 3 MECANISMOS DE DESARROLLO LIMPIO

ANEXO 4 FICHAS TÉCNICAS DE EQUIPOS DE CONTROL AMBIENTAL

ANEXO 5 CÁLCULO DEL IMPACTO DE LA RECONVERSIÓN GAS NATURAL – IGCC

ANEXO 6 ANÁLISIS COSTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA


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1 INTRODUCCIÓN

En los Planes de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión de los años 2005 y 2006 la UPME ha recomendado dentro de sus análisis de generación la instalación de plantas de generación con base en carbón mineral, con el fin de atender los requerimientos futuros de energía eléctrica del país. La elaboración del plan de expansión en generación se realiza considerando diferentes escenarios, a través de los cuales se establecen los requerimientos futuros de capacidad bajo criterios de mínimo costo y que contemplan entre otros disponibilidad de energéticos, tipo de tecnología y costos operativos de plantas de generación.

El presente documento presenta los resultados del Análisis de Tecnologías Actuales de Carbón aplicables en Colombia para Generación Eléctrica y Costos de Operación de Plantas Duales de Generación, consultoría contratada por la UPME mediante concurso 034 de 2007.

Una primera sección de este informe contiene las generalidades sobre el estado actual del sistema de generación de energía en Colombia, así como también un informe sobre el parque de generación térmico en Colombia. Esta sección también incluye el estado de las reservas de carbón y los principales aspectos y normatividad ambiental relacionada con la generación de energía.

Con el fin de poder atender las necesidades de expansión futura en el sistema de interconexión nacional, teniendo en cuenta la disponibilidad de combustibles, se hace necesario identificar las tecnologías en carbón mineral que mejor se adaptan a las características del sistema colombiano considerando variables, como rangos de capacidad, disponibilidad, tipo de carbón mineral, recurso hídrico, nivel de emisiones ambientales entre otras; el capítulo tres presenta el estado del arte de las tecnologías en mención considerando además los aspectos y tecnologías ambientales relacionados. Se presenta además el estado técnico y ambiental de la tecnología IGCC como opción de generación de energía con base en carbón.

Seguidamente y teniendo en cuenta estudios anteriores realizados por la UPME y por otras entidades, se describen los sitios potenciales para el desarrollo de proyectos de generación de energía con base en carbón, con datos actualizados sobre reservas y producción de carbón en las áreas de interés, así como también se presenta un pronóstico sobre las posibles emisiones por tecnología a instalar en sitio.

Con el fin de estimar el costo de la energía a futuro y establecer proyecciones sobre los consumos de combustibles se hace necesario conocer los costos de inversión y operación de plantas de generación de energía que operen con carbón mineral al igual que con otros fuel oils, el análisis de costos de instalación, operación y mantenimiento así como también el análisis financiero de los proyectos se presentan en los capítulos cinco y seis.

De otra parte, la actual disponibilidad de gas natural hace prever que algunas plantas de generación térmica a gas natural deban operar con combustibles sustitutos como fuel y diesel oil y que en el largo plazo se piense en que el sistema disponga de una mayor capacidad instalada con base en carbón mineral, por tal razón en el capítulo ocho se


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analiza técnica, económica y ambientalmente el efecto del cambio de combustible en plantas de generación térmica.

A continuación se enumeran los objetivos principales de esta Consultoría:

1. Identificar y establecer el estado del arte de las tecnologías de generación de energía eléctrica que operan con carbón mineral y que mejor se adecuen a la operación del Sistema de Interconexión Nacional.

2. Establecer los costos de instalación, operación y mantenimiento de aquellas tecnologías de carbón mineral que mejor se adecuen a las características operativas del sistema colombiano.

3. Determinar los costos de producción en que incurren las plantas de gas natural que operan con combustibles sustitutos en el sistema eléctrico colombiano, así como determinar las posibilidades de utilización de gas proveniente del carbón y/o residuos de refinería y/o biomasa.


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2 ASPECTOS GENERALES DE LA GENERACIÓN TÉRMICA EN COLOMBIA

Este capítulo contiene los aspectos generales de la generación térmica en Colombia, teniendo en cuenta la participación de generación Térmica dentro del Sistema Eléctrico, reservas de carbón, así como también los aspectos ambientales relacionados.

2.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN COLOMBIA

En Colombia se tiene una oferta de electricidad conformada principalmente por centrales hidráulicas y térmicas a gas y a carbón, con una participación mayoritaria de las centrales hidráulicas.

2.1.1 Capacidad Instalada La capacidad instalada de generación en Colombia, tanto en plantas hidráulicas como en térmicas, no ha presentado mayores cambios a partir del 2002. A futuro la mayor variación se dará con el proyecto Porce III de 660 MW, programada para septiembre de 2010.

La capacidad efectiva neta del SIN a 31 de mayo de 2007 es de 13,369 MW, la cual aumentó con respecto al 31 de diciembre 2006 en 91.8 MW, esto debido al cambio de capacidad de Guavio de 1,150 a 1,200 MW el 10 de febrero, al ingreso del Cogenerador Tumaco con 2 MW el día 25 de marzo, la menor Granada con 19.9 MW el 16 de mayo y la menor El Morro 1 con 19.9 MW el 23 de mayo1. De acuerdo a lo anterior la capacidad instalada con energía hidráulica representa el 63.94%, Térmica a gas el 26.64%, Térmica a carbón el 5.24%, Renovable el 0.14% y otras el 3.95%234.

Figura 2-1 Capacidad instalada de Generación en Colombia por fuente de energía

1 Ministerio de Minas y Energía, Memorias al Congreso Nacional 2006 – 2007; Bogotá D.C., 2006. 2 XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P., www.xm.com.co 3 UPME, Boletín Estadístico de Minas y Energía 2002 – 2007 4 UPME; Plan Energético Nacional; Contexto y Estrategias; 2006 – 2025; Bogotá D.C., 2006.


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Tabla 2-1 Capacidad Instalada por fuente de energía (MW) – Julio 20073

MW %

HIDRÁULICA 8,561.00 63.94

TÉRMICA 4,262.00 31.83

Gas 3,562.00 Carbón 700.00

RENOVABLE 18.42 0.14

OTRAS 539.00 4.09

Hidráulicas Menores 439.00

Térmicas Menores 22.80

Cogeneración 26.50

TOTAL SIN 13,388.50 100.00

2.1.2 Generación de Energía Eléctrica La generación total del Sistema en 2006 fue 52.340,1 GWh, de los cuales el 77% fue generado con plantas hidráulicas, el 18,1% con unidades térmicas (13,2% con gas y 4,9% con carbón) y el 4,9% con generación de plantas menores, cogeneradores y eólica.

2.1.2.1 Demanda de Energía1 En el 2006 la demanda de electricidad del SIN continuó la tendencia creciente iniciada desde el 2000, al finalizar el año alcanzó un valor de 50.814,6 GWh, el más alto en la historia del país y un crecimiento con respecto a 2005 de 4,1%, que se constituye en el tercero más alto en la historia del mercado, superado por el registrado en 1995 (5,7%) y en 2005 (4,1%). Al considerar la demanda en promedio día, ésta registró en 2006 un valor anual de 139,2 GWh/día. En resolución mensual el máximo valor promedio día se presentó en octubre con 142,8 GWh/día, que es el valor más alto en la historia del mercado; la máxima demanda de energía diaria del SIN se presentó el viernes 6 de octubre de 2006 con 153 GWh/día.

2.1.2.2 Sistema de Transmisión Nacional4 Está constituido por 10,999 km. de líneas de transmisión que operan a niveles de voltaje de 220 y 230 kV y por 1,449 km de líneas a 500 kV. ISA es propietario del 72% de las redes, Transelca del 12.4%, EEPPM del 6.5%, EEB del 5.6% y EPSA del 2.2%.

La capacidad de transformación a nivel de 500 kV es de 4,560 MVA y a niveles de tensión de 220 y 230 kV es de 12,737 MVA.

El gran cambio en el tamaño del STN se dará con la entrada en operación del nuevo circuito a 500 kV que interconecta la Costa Atlántica con el interior del País, Bolívar -


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Copey - Ocaña - Primavera – Bacatá, y a nivel de 230 kV con el proyecto del segundo circuito de interconexión con Ecuador.

2.1.3 Agentes del Mercado Se pueden agrupar por actividad como: comercializadores independientes 28; distribuidores–comercializadores 17; generadores y generadores-comercializadores 25; y los integrados con generación y distribución-comercialización 15, de los cuales 3 tienen también transmisión: EEPPM, ESSA y EPSA.

Los intercambios netos de energía de Colombia con Ecuador y Venezuela representaron en el 2005 exportaciones de 1,757.8 GWh con un incremento anual de 4.5%, mientras que las importaciones disminuyeron 23.7% al pasar de 48.43 GWh en el 2004 a 36.95 GWh en el 2005.

Figura 2-2 Sistema Interconectado Nacional5

5 UPME; Plan de Expansión de Referencia Generación- Transmisión 2006 – 2020; Bogotá D.C, 2006.


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2.1.4 La Generación Térmica en Colombia Con relación a lo descrito en el numeral 2.1, la capacidad efectiva neta de generación Térmica en Colombia es de 4,262 MW que corresponde al 31.83% del total nacional, y está constituida principalmente por Térmicas a gas (26.64%) y Térmicas a carbón (5.24%). Ver Figura 2-3.

Figura 2-3 Composición Generación Térmica

A continuación se presenta una descripción general de las centrales que hacen parte del parque Térmico en Colombia.

2.1.4.1 Capacidad de Generación Respecto a la Generación Térmica, de la Tabla 2-2 se observa que la capacidad efectiva neta total de las plantas térmicas en Colombia que generan con gas como combustible principal es de 3,562 MW:

Tabla 2-2 Plantas Térmicas a Gas en Colombia

Unidad Capacidad Efectiva Neta (MW) Tipo de Tecnología

Tebsa (5x2) 750 Ciclo Combinado

Termo Sierra 1 455 Ciclo Combinado

Termocentro 1 280 Ciclo Combinado

Termoemcali 1 229 Ciclo Combinado

Termo Valle1 205 Ciclo Combinado

Merilectrica 1 169 Turbina de Gas

Termoflores 3 175 Turbina de Gas

Termoflores 1 160 Ciclo Combinado

CAPACIDAD EFECTIVA NETA TOTAL SIN: 13,388.50 MW TÉRMICA: 4,262.00 MW


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Unidad Capacidad Efectiva Neta (MW) Tipo de Tecnología

Termocandelaria 1 157 Turbina de Gas

Termocandelaria 2 157 Turbina de Gas

Termo Guajira 1 151 Turbovapor

Termo Guajira 2 125 Turbovapor

Termoflores 2 112 Turbina de Gas

Termo Cartagena 3 66 Turbovapor

Termo Barranquilla 3 64 Turbovapor

Termo Barranquilla 4 63 Turbovapor

Termo Cartagena 1 61 Turbovapor

Termodorada 1 51 Turbina de Gas

Proeléctrica 1 45 Turbina de Gas

Proeléctrica 2 45 Turbina de Gas

Termoyopal 2 29 Turbina de Gas Palenque 3 13 Turbina de Gas TOTAL 3562

La capacidad efectiva neta de las plantas térmicas en Colombia que generan con carbón es de 700 MW; estas plantas se observan en la Tabla 2-3:

Tabla 2-3 Plantas Térmicas a Carbón en Colombia

Unidad Capacidad

Efectiva Neta ( MW)

Tipo de Tecnología

TASAJERO 1 155 Turbovapor PAIPA 4 150 Turbovapor PAIPA 2 70 Turbovapor PAIPA 3 70 Turbovapor PAIPA 1 31 Turbovapor ZIPA U2 34 Turbovapor ZIPA U3 63 Turbovapor ZIPA U4 64 Turbovapor ZIPA U5 63 Turbovapor TOTAL 700

En la Figura 2-4 se observa la ubicación de todas las plantas térmicas en el año 2007 pertenecientes al sistema eléctrico nacional.

Para cada una de las plantas enumeradas se ha recopilado una descripción técnica que relaciona las principales variables de las centrales; dicha descripción se presenta en el Anexo 1.


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Figura 2-4 Localización de Plantas Térmicas en Colombia5

2.1.4.2 Consumos de Combustible En las Tabla 2-4 y Tabla 2-5 se presenta los cálculos relacionados con el Consumo Anual de combustible de cada una de las plantas térmicas del sistema de generación colombiano para el 2006; el consumo total para ese año fue de 52,028.20 Millones de Pies Cúbicos de gas natural distribuidos en las centrales como se presenta en la Tabla 2-4.

En cuanto a generación con carbón, la Tabla 2-5 relaciona los consumos por planta para 2006 con un total de 1’068,865.97 toneladas de carbón al año, siendo Paipa IV el principal consumidor con un total 361,262.50 toneladas de carbón anual.


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Tabla 2-4 Consumo Anual de Gas en Termoelectricas – Colombia 20062

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL

BARRANQUILLA 3 BARRANQ3 9.696,10 21,24 0,00 5,29 1,29 0,00 3,55 1,08 1,07 2,25 5,70 3,32 3,82 48,61 457,23BARRANQUILLA 4 BARRANQ4 11.031,30 15,95 0,40 0,83 0,92 2,21 2,23 0,00 0,00 1,47 0,46 7,28 5,37 37,12 397,24CARTAGENA 3 (1) CARTAGE3 9.934,90 0,00 0,00 0,64 4,06 0,88 0,04 0,00 0,99 0,59 1,21 1,13 0,02 9,56 92,14FLORES 1 FLORES1 7.223,90 97,21 23,39 19,51 12,27 24,20 67,72 72,60 79,52 16,41 100,50 84,81 48,87 647,01 4.534,16FLORES 2 FLORES2 10.238,70 0,00 5,18 11,62 17,22 19,18 4,51 0,81 2,72 14,81 75,13 29,93 8,64 189,75 1.884,69FLORES3 FLORES3 9.590,70 3,65 0,45 57,68 51,12 41,04 26,44 13,90 16,94 10,29 68,26 2,81 0,00 292,58 2.722,13GUAJIRA 1 GUAJIRA1 9.803,50 0,00 5,92 41,19 5,57 12,28 6,44 7,20 61,09 57,53 17,86 50,84 18,62 284,54 2.706,07GUAJIRA 2 GUAJIRA2 9.703,80 0,00 2,13 21,98 8,03 8,71 1,86 5,74 47,26 33,23 12,61 27,33 10,39 179,27 1.687,58PALENQUE 3 PALENQ3 14.318,29 0,00 0,00 0,00 0,19 0,46 0,22 0,03 0,04 0,17 0,67 0,21 0,60 2,59 35,98PROELECTRICA PROELEC1 8.168,40 0,29 1,45 3,29 3,70 4,76 2,41 11,67 2,30 3,06 3,15 8,17 5,98 50,23 398,03TEBSA TEBSA 7.335,40 182,88 273,28 453,16 417,82 385,45 249,41 232,12 333,71 449,97 457,23 395,56 334,14 4.164,73 29.636,33TERMOCANDELARIA 1 CANDELA1 9.547,80 0,29 0,00 9,91 3,62 4,98 2,02 2,45 4,38 9,58 5,82 28,78 55,19 127,02 1.176,49TERMOCANDELARIA 2 CANDELA2 9.680,60 0,00 1,35 2,24 3,16 2,33 0,00 0,00 0,34 4,11 1,92 15,57 3,49 34,51 324,09TERMOCENTRO CICLO COMBINADO

CENTROCC 7.087,20 33,54 13,15 1,54 3,22 9,35 21,52 20,08 41,23 30,86 38,43 4,11 12,25 229,28 1.576,36

TERMODORADA DORADA 9.710,30 0,00 0,00 0,05 0,18 0,15 0,35 0,10 0,28 2,30 3,60 0,54 0,79 8,34 78,56TERMOEMCALI EMCALI 6.779,80 0,00 0,04 12,41 2,34 0,04 0,78 0,03 2,09 0,02 0,02 0,00 0,45 18,22 119,83TERMOMERILECTRICA MERILECT 9.635,90 0,00 0,62 17,82 6,84 21,70 21,85 1,54 2,76 10,63 27,22 3,89 10,74 125,61 1.174,17TERMOVALLE VALLE 6.579,00 0,00 1,61 3,86 1,94 9,86 0,76 0,02 8,67 5,67 31,25 4,77 6,73 75,14 479,56TSIERRACC SIERRACC 6.375,10 0,00 24,18 0,00 11,94 0,56 8,83 0,00 0,00 25,94 31,76 6,51 1,05 110,77 685,05UNIDAD YOPAL 2 YOPAL2 12.705,60 12,16 11,36 12,81 12,37 13,02 11,93 13,05 12,96 12,48 12,82 12,93 13,22 151,11 1.862,53

52.028,20

Unidad

GENERACION TÉRMICA 2006(GWh)

Consumo de Gas Natural

(MPC/año)

NOMBRE REPORTADO POR EL AGENTE

HEAT RATE(BTU/kWh)

TOTAL (1) TERMOCARTAGENA no reportó información para las unidades de Cartagena 1 y Cartagena 2, aduciendo trabajos de mantenimiento y cambios tecnológicos.


Doc. AN-JRC-812-05


25

Tabla 2-5 Consumo Anual de Carbón en Termoelectricas – Colombia 20062

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TOTAL

TASAJERO 1 TASAJER1 0,34 84,32 63,32 68,44 47,44 47,43 54,55 57,10 45,18 82,09 68,83 81,54 58,57 758,81 257.995,40PAIPA4 PAIPA4 0,41 106,98 74,36 84,44 40,39 50,37 65,13 86,95 94,00 108,92 57,84 29,33 90,88 889,59 361.262,50PAIPA2 PAIPA2 0,52 38,45 26,14 36,41 11,06 11,81 1,54 0,00 0,00 45,99 46,94 21,89 6,42 246,65 127.098,75PAIPA3 PAIPA3 0,52 30,92 34,42 29,76 4,15 7,17 1,39 31,99 38,57 37,42 46,97 27,03 12,81 302,60 158.290,06PAIPA1 PAIPA1 0,60 17,76 3,47 4,65 0,00 4,91 0,37 0,00 0,58 20,23 5,67 11,60 0,00 69,24 41.377,82ZIPA U2 ZIPAEMG2 0,42 3,37 0,00 1,28 0,00 1,68 1,67 0,00 0,00 7,74 15,94 1,61 20,62 53,91 22.631,42ZIPA U3 ZIPAEMG3 0,38 2,71 2,81 6,43 3,08 2,06 1,47 0,00 2,16 7,86 2,76 1,12 29,10 61,56 23.626,73ZIPA U4 ZIPAEMG4 0,41 27,29 11,03 11,20 0,00 6,05 3,04 1,54 0,00 10,40 0,00 0,00 0,00 70,55 28.720,91ZIPA U5 ZIPAEMG5 0,35 6,84 6,61 18,97 2,28 4,15 0,76 2,38 0,00 22,87 24,68 6,51 39,04 135,09 47.862,39

TOTAL 1.068.865,97

Consumo de Carbón

(tonelada/año)ton/MWhNOMBRE REPORTADO

POR EL AGENTE Unidad

GENERACION TÉRMICA 2006(GWh)


Doc. AN-JRC-812-05


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2.2 RESERVAS Y CALIDADES DE CARBÓN EN GENERACIÓN ELÉCTRICA

El propósito de esta sección es el de identificar y establecer las calidades de carbón existentes en el país a fin de seleccionar la tecnología de generación eléctrica o establecer el proceso de beneficio de carbón para adecuarlo a las condiciones óptimas de la tecnología utilizada. Se presenta un resumen de las reservas y recursos medidos6 disponibles, así como las características analíticas de los carbones por zonas geográficas y se discuten los criterios generales que permiten identificar las alternativas tecnológicas y establecer un uso sostenible del recurso utilizado en la generación eléctrica. No se pretende presentar el estado de la minería ni la cuantificación y/ó distribución de las reservas, pues estos temas son conocidos y han sido tratados extensamente en otros informes y publicaciones7,8,9,10.

2.2.1 Reservas Carboníferas Los yacimientos carboníferos, para el presente informe, se agrupan en zonas teniendo en cuenta criterios como calidad y tipo de minería, ellas son:

Zona Norte conformada por los departamentos de La Guajira y Cesar que ostentan reservas de 3933 y 2029 millones de toneladas respectivamente, carbón cien por ciento térmico, constituye las mayores reservas medidas del país, su producción es totalmente para exportación;

Zona del Centro está constituida por los departamentos de Cundinamarca y Boyacá con 236 y 170 Millones de toneladas de recursos y reservas medidas respectivamente, es la zona productora de carbón metalúrgico bajo en materia volátil muy apetecidos a nivel mundial como carbones de corrección en mezclas para la obtención de coque, son los más costosos del país;

Zona de Córdoba formada por el departamento de Córdoba y Norte de Antioquia, posee unas reservas medidas de 381 millones de toneladas de carbón térmico, su producción es para uso regional;

6 Reserva medida. En esta categoría están los recursos comprobados, que tienen el más alto grado de confiabilidad geológica y que han sido evaluados a nivel de apreciación inicial. Para esta categoría se requiere un conocimiento geológico espacial del yacimiento, delimitado en tres dimensiones por labores subterráneas o por perforación. Como sugerencia, este término debería revisarse a fin de buscar su equivalencia con las categorías internacionalmente utilizadas y propuestas por Naciones Unidas. Recursos medido: Es la parte de un recurso que ha sido objeto de exploraciones, muestreos y ensayos con las técnicas adecuadas, en puntos tales como afloramientos, calicatas, pozos y sondeos, lo suficientemente próximos entre sí para confirmar la continuidad geológica y que proporcionan datos fiables y detallados que permiten estimar con alto grado de exactitud el tonelaje/volumen, la densidad, las dimensiones, la forma, las características físicas, la calidad y el contenido mineral. Esta categoría requiere un alto grado de confianza y de conocimiento de la geología y los controles del indicio. 7 Estudio actualización tecnologías de generación con base en carbón -actualización y viabilidad en Colombia. ISAGEN. Bogotá D.C., 2004 8 La cadena del carbón. El carbón Colombiano como fuente de energía para el mundo. UPME. Febrero del 2007 9 El carbón colombiano. Recursos, reservas y calidad. Ministerio de Minas Y Energía. Bogotá D.C. 2004. 10 Informe Final Unión Temporal CTL. Análisis de la obtención de combustibles líquidos a partir del carbón para el caso colombiano. Bogotá D.C., 2007.


Doc. AN-JRC-812-05


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Zona de los Santanderes con reservas de 56 millones de toneladas en Santander y 119.6 millones en Norte de Santander posee carbones térmicos y metalúrgicos, produce coque para exportación a Venezuela;

Zona de Antioquia con reservas y recursos medidos cercanos a 90 Millones de toneladas de carbón térmico;

Zona de Occidente formada por los departamentos del Valle del Cauca y Cauca cuenta con bajas reservas y recursos de poca importancia, tan solo 41.5 millones de toneladas de carbón térmico.

Tabla 2-6 Zonas con reservas y recursos medidos de carbón9

ZONA SUBZONA ÁREAS CARBONIFERAS USO

RESERVAS MEDIDAS

(toneladas)

RECURSOS MEDIDOS

(toneladas)

TOTAL RESERVAS + RECURSOS

NORTE

LA GUAJIRA

El Cerrejón Norte, El cerrejón Sur, El cerrejón Central

TERMICO 3,933,300,000 0 3,933,300,000

TOTAL TERMICO 3,933,300,000 3,933,300,000

CESAR La Loma, La Jagua

de Ibirico TERMICO 1,718,831,802 310,573,281 2,029,405,083

TOTAL TERMICO 1,718,831,802 310,573,281 2,029,405,083

CENTRO

CUNDINAMARCA

Jerusalen-Guataquí TÉRMICO 1,389,559 422,731 1,812,290

Guaduas-Caparrapi

TERMICO 1,167,359 2,511,312 3,678,671METALURGICO 2,143,683 937,436 3,081,119

San Francisco-Subachoque -La

pradera

TERMICO 1,569,700 4,280,924 5,850,624

METALURGICO 3,451,935 2,053,057 5,504,992

Guatavita - Sesquilé-Chocontá, TERMICO 5,480,267 16,500,264 21,980,531

Tabio-Río Frio-Cármen de Carupa METALURGICO 8,979,442 10,456,985 19,436,427

Cogua-Sutatausa-Guacheta METALURGICO 38,210,131 68,417,710 106,627,841

Lenguazaque-Cucunubá-Nemocon

TERMICO 17,788,945 16,008,267 33,797,212

Suesca-Albarracín, TERMICO 8,835,527 24,087,806 32,923,333Zipaquirá - Neusa TERMICO 1,305,682 339,448 1,645,130

TOTAL 90,322,230 146,015,940 236,338,170

BOYACA

Checua-Lenguazaque METALURGICO 31,441,883 4,253,438 35,695,321

Suesca-Albaracín TERMICO 3,577,815 4,233,902 7,811,717Tunja-Paipa

Duitama TERMICO 15,107,147 8,924,022 24,031,169

Sogamosos-Jericó TERMICO 68,291,104 34,556,103 102,847,207TOTAL T.M 118,417,949 51,967,465 170,385,414

CORDOBA CORDOBA Y NORTE DE ANTIOQUIA

Urabá, Ciénaga de Oro, Alto San

Jorge, Tarazá -Rio Man, Purí-Caserí

TERMICO 381,000,000 0 381,000,000

TOTAL TERMICO 381,000,000 381,000,000

SANTANDER SANTANDER San Luis TERMICO (ESTIMADO) 31,679,440 0 31,679,440

San Luis METALURGICO 24,416,341 0 24,416,341


Doc. AN-JRC-812-05


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ZONA SUBZONA ÁREAS CARBONIFERAS USO

RESERVAS MEDIDAS

(toneladas)

RECURSOS MEDIDOS

(toneladas)

TOTAL RESERVAS + RECURSOS

Vanegas-San Vicente de Chucuri-Rio

Cascajales, Rio Opon-Landázuri,

Cimitarra sur

N, D, N. D. N. D. N. D.

Miranda N. D. N. D. N. D. N. D. Molagavita N. D. N. D. N. D. N. D. Paramo del

Almorzadero N. D. N. D. N. D. N. D.

San Miguel -Capitanejo METALURGICO N. D. N. D.

TOTAL T, M 56,095,781 56,095,781

NORTE DE SANTANDER

Chitagá, TERMICA 216,100 0 216,100Chitagá, METALURGICO 404,000 0 404,000

Mutiscua-Cacota TERMICA 1,224,000 0 1,224,000Mutiscua-Cacota METALURGICO 341,000 0 341,000

Pamplona-Pamplonita TERMICO 2,087,000 709,000 2,796,000

Herran-Toledo METALURGICO 3,009,000 1,780,000 4,789,000Salazar TERMICO 7,236,000 476,000 7,712,000

Tasajero TERMICO (ESTIMADO) 11,802,000 2,380,000 14,182,000

Zulia-Chinácota METALURGICO 39,970,000 87,000 40,057,000Catatumbo TERMICO 39,251,000 8,704,000 47,955,000

TOTAL TERMICO METALURGICO 105,540,100 14,136,000 119,676,100

ANTIOQUIA ANTIOQUIA - VIEJO CALDAS

Venecia - Fredonia, Amaga -

Angelópolis, Venecia -

Bolombolo, Tiriribí, Riosucio-Quinchía,

Aranzazu-Santágueda

TERMICO 62,693,681 27,396,879 90,090,560

TOTAL TERMICO 62,693,681 27,396,879 90,090,560

OCCIDENTE

VALLE DEL CAUCA-CAUCA

Rio Dindé - Quebrada Honda,

Mosquera- El HoyoTERMICO 14,322,714 27,193,372 41,516,086

TOTAL 14,322,714 27,193,372 41,516,086

HUILA-TOLIMA

Praga-Planadas, Tesalia-La plata, Colombia-Villa

Vieja

N. D. N. D. N. D. N. D.


Doc. AN-JRC-812-05


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Figura 2-5 Reservas y Recursos Totales de Carbón por Zona

Figura 2-6 Reservas y Recursos Totales de Carbón por tipo: Térmico y Metalúrgico


Doc. AN-JRC-812-05


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Las características analíticas de los carbones por cada zona se presentan en la Tabla 2-7:

Tabla 2-7 Características analíticas de los carbones por zonas carboníferas11

ZONA SUBZONA N PODER

CALORIFICOPROMEDIO

BTU/lb

ANÁLISIS PRÓXIMO MINERIA

Cenizas MateriaVolátil

CarbónFijo Humedad Azufre

total

CENTRO

CUNDINAMARCA

1 13,044 5.34 39.09 50.38 5.19 0.58 SUBTERRANEA2 N.D. N.D. N.D. N.D. N.D. N.D. SUBTERRANEA3 12,829 5.61 22.43 67.83 4.12 0.59 SUBTERRANEA4 N.D. N.D. N.D. N.D. N.D. N.D. SUBTERRANEA5 7,900 cal/gr 14.40 N.D. 69.9 N.D. 1.40 SUBTERRANEA6 12,682 11.23 34.88 51.91 1.98 0.91 SUBTERRANEA7 13,216 11.22 19.41 65.61 3.77 1.23 SUBTERRANEA8 13,433 9.46 26.80 60.07 3.66 0.80 SUBTERRANEA9 12,718 10.62 33.85 50.86 4.67 1.06 SUBTERRANEA

10 12,738 10.43 33.53 52.12 3.92 0.69 SUBTERRANEA11 12,993 14.42 24.33 60.21 1.04 1.38 SUBTERRANEA

12,957 127.12 29.29 58.77 3.54 0.96 SUBTERRANEA

BOYACA

12 13,439 10.00 25.19 61.25 3.56 0.80 SUBTERRANEA13 12,420 12.18 33.71 49.42 4.69 1.07 SUBTERRANEA14 11,268 11.40 38.03 41.09 9.48 1.53 SUBTERRANEA15 13,099 9.57 30.19 55.96 4.29 1.23 SUBTERRANEA

12,631 32.73 51.628 4.873 1.16 SUBTERRANEA

OCCIDENTE VALLE DEL

CAUCA-CAUCA 16 11,934 19.77 33.35 42.35 4.54 2.76 SUBTERRANEA

11,934 20 33 42 5 2.8 SUBTERRANEA

HUILA-TOLIMA 17 N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. N. D.

SANTANDER

SANTANDER

18 12,046 20.93 30.32 47.66 1.09 1.80 SUBTERRANEA19 13,774 10.83 28.50 59.51 1.16 1.90 SUBTERRANEA20 N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. 21 12,803 14.47 15.13 68.59 1.81 3.46 SUBTERRANEA22 14,161 8.58 32.25 58.37 0.80 0.70 23 N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. 24 11,782 7.51 19.00 67.16 6.33 0.93 SUBTERRANEA

12,442 25.71 60.43 2.74 SUBTERRANEA

NORTE DE SANTANDER

25 13,333 8.54 7.84 82.16 1.46 2.42 SUBTERRANEA26 14,542 7.41 18.74 73.31 0.54 0.6 SUBTERRANEA27 N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. 28 N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. N. D. 29 13,199 9.97 36.15 50.92 2.96 11.34 SUBTERRANEA30 14,210 7.46 26.99 63.24 2.31 0.83 SUBTERRANEA

11 El carbón colombiano. Recursos, reservas y calidad. Ministerio de Minas y Energía. Bogotá D.C, 2004.


Doc. AN-JRC-812-05


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ZONA SUBZONA N PODER

CALORIFICOPROMEDIO

BTU/lb

ANÁLISIS PRÓXIMO MINERIA

Cenizas MateriaVolátil

CarbónFijo Humedad Azufre

total 31 12,762 9.46 36.81 49.96 3.76 0.62 SUBTERRANEA32 19,771 11.64 34.36 51.40 2.61 0.87 SUBTERRANEA33 14,407 12.36 33.61 51.00 3.32 0.89 SUBTERRANEA34 12,459 8.91 38.37 48.74 3.99 0.95 SUBTERRANEA

14,335 9.5 33.02 52.62 3.22 0.95 SUBTERRANEA

NORTE

GUAJIRA 35 11,586 6.94 35.92 45.2 11.94 0.43 CIELO ABIERTO

11,586 6.94 35.92 45.2 11.94 0.43 CIELO ABIERTO

CESAR 36 11,616 7.08 36.76 47.31 10.29 0.59 CIELO ABIERTO

11,616 7.08 36.76 47.31 10.29 0.59 CIELO ABIERTO

ANTIOQUIA ANTIOQUIA - VIEJO CALDAS

37 9,227 14.54 36.30 36.56 11.82 0.72 SUBTERRANEA

9,227 14.54 36.30 36.56 11.82 SUBTERRANEA

CORDOBA CORDOBA Y NORTE DE ANTIOQUIA

38 9,280 9.24 37.55 38.73 14.49 1.31 CIELO ABIERTO

9,280 37.55 38.73 14.49 CIELO ABIERTO

De la información mostrada en las tablas anteriores se deduce que:

1. Los carbones de la zona norte, La Guajira y Cesar, son carbones térmicos con buen contenido de poder calorífico. Su extracción se realiza mediante minería de cielo abierto, las betas han sufrido menos transformaciones geotérmicas por lo cual son de mayor espesor y de menor rango que los de la zona de cordillera, también tienen bajo contenido de cenizas y azufre, en el argot comercial, se dice que son carbones limpios. Estos carbones no necesitan ser lavados para su uso en plantas térmicas y la planta de lavado existente, sólo lo hace para carbones especiales. Los carbones de esta zona por su alta reactividad y demás características fisicoquímicas son ideales para combustión como carbón pulverizado y por su bajo contenido de azufre (Tabla 2-7), menor del 1%, los equipos de desulfurización no van a tener problemas en el manejo y mantenimiento. Un lavador simple con aspersión de soluciones básicas, podría ser suficiente para cumplir con la normatividad internacional.

2. Córdoba posee unos carbones interesantes para ser utilizados en procesos de combustión, mediante sistemas no convencionales en Colombia, como combustión en lecho fluidizado o gasificación. Estos son carbones con alto contenido de humedad y azufre que los hacen poco apetecidos en el mercado internacional y por lo cual es importante su utilización en la generación de energía a nivel nacional.

3. En los departamentos del eje de la cordillera oriental, Cundinamarca, Boyacá y Santanderes hay carbones tanto térmicos como metalúrgicos. Los carbones


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metalúrgicos se encuentran en los mantos más profundos y la relación de carbones térmicos a metalúrgicos es cercana a 0.55:0.45 para la zona centro y Santander del Norte, en el caso de Santander la cantidad de carbones metalúrgicos es del 31% con un 19% de antracita. Para su extracción se emplea generalmente el sistema de minería subterránea, por los métodos de cámaras y pilares, ensanche descendente de tambores y en algunos casos por tajos largos y cortos con derrumbe dirigido, según la inclinación predominante de los mantos en cada sector. Por el sistema de minería la cual varía dependiendo del espesor del manto y el cuidado del operario, hay contaminación con las impurezas del techo y piso de cada manto; por esta razón, a los carbones coquizables es importante realizarles un proceso de limpieza antes de su utilización para la obtención de coque. El proceso de limpieza deja un rechazo carbonoso con un 40-50% de cenizas y alto contenido de azufre, que aún puede ser usado como combustible para la generación de energía.

En esta zona, existen las térmicas de Tasajero, Paipa y Martín del Corral y en algunos casos utilizan carbones coquizables en mezclas con los rechazos produciendo cenizas con alto contenido de inquemados. La mezcla de estos carbones exige para el cumplimiento de las normas ambientales del Banco Mundial, el uso de sistemas de control de SOx y material particulado.

Es importante resaltar que el lavado de carbones en la zona es reciente y que por exigencia de calidad en el coque será necesario establecer mas plantas de lavado y por lo tanto se tendrá mayor cantidad de carbón de rechazo cuyo proceso de combustión recomendado es el de lecho fluidizado con inyección de carbonato de calcio para asegurar la eliminación del azufre en forma de sulfato de calcio.

4. Los carbones de Antioquia, son igualmente de bajo rango con alto contenido de humedad y de bajo contenido cenizas, son aptos para ser utilizados en térmicas de carbón pulverizado convencional. El tipo de extracción es minería subterránea que en caso de incrementar su producción podría aumentar el contenido de cenizas.

5. Los carbones de la zona de occidente, tienen un alto contenido de cenizas y de azufre, Tabla 2-7. Cuando se utilizan como combustible en calderas con carbón pulverizado, estos necesitan ser lavados o sus emisiones ser tratadas para la remoción de SOx. Cuando la caldera de generación utilice combustión en lecho fluidizado, la mejor opción, la inyección de carbonatos es importante.

2.2.2 Producción y Exportación de Carbón Con el fin dar una idea de la capacidad de respuesta en la extracción por regiones a continuación se presenta (ver Tabla 2-8) la producción total de carbón en Colombia, la cual registra un crecimiento en los últimos años, pasando de 30 Mt en 1996 a 65 Mt en el 2006, debido al desarrollo acelerado de los proyectos mineros de la Zona Norte; en el mismo período, la producción del interior del país se ha mantenido estable, aunque a partir del 2004 presenta tendencia a la disminución, en razón al menor consumo de los sectores industrial y de generación eléctrica, así como a su dificultad para colocarlos en el mercado externo. De mantenerse los precios actuales del petróleo, es factible que las


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necesidades de carbón, reemplazo natural del petróleo, se incrementen y en consecuencia nuestras exportaciones.

Tabla 2-8 Producción y Exportaciones (miles de toneladas)

ZONA 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

NORTE 24,155 28,025 29,146 29,342 34,129 39,061 34,463 43,736 49,575 54,890 60,237

CENTRO 2,854 2,465 2,445 1,586 2,170 2,794 2,989 3,400 2,120 2,456 2,742

CÓRDOBA 120 100 100 63 100 141 119 204 351 183 512

SANTANDER 1,142 955 960 787 760 929 906 1,600 1,283 1,404 1,846

ANTIOQUIA 900 784 700 610 700 648 674 780 256 71 95

OCCIDENTE 393 413 400 366 383 338 334 308 106 60 163

TOTAL 1,293 1,197 1,100 976 1,083 986 1,008 1,088 362 131 258

Exportación Total 24,784 25,785 30,040 30,293 35,391 38,868 36,510 45,644 50,903 53,607 61,968

Figura 2-7 Producción Total de Carbón por Zonas


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Figura 2-8 Producción de Carbón sin incluir Zona Norte

Los precios de exportación de carbón y coque se muestran en la Tabla 2-9, se resalta que en el 2006 la diferencia de 120 dólares entre tonelada de coque y tonelada de carbón, es significativa comparada con 53 en el año 2000, por esto un buen negocio para el país debe ser la utilización de los carbones de la zona central en la producción de coque, empleando procesos de lavado y construir plantas de generación anexas que utilice los carbones de rechazo de estas plantas en mezclas con los térmicos de la zona.

Asumiendo que por cada MW generado se necesitan 2800 t/a de carbón, una planta de 300 MW, tamaño esperado en la zona Norte, consumiría 740.000 t/a, cantidad que sería escasamente el 1.1% del producido en la zona y por lo tanto este incremento no afecta los compromisos de exportación, además la planta podría utilizar carbones de la zona no útiles para la exportación, como finos o rechazos de minería.

Tabla 2-9 Precios promedio FOB de exportación (USD/ton)1

TIPO 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Carbón Térmico 26.11 31.15 32.50 27.84 35.11 45.06 42.65

Coque 79.85 74.60 79.80 77.36 111.16 151.62 162.50

El comportamiento de los precios de exportación de coque durante los últimos años (2004-2006), ha permitido el crecimiento en el interior del país del proceso de transformación del carbón mineral y así como de su producción.

2.3 ASPECTOS AMBIENTALES DE LA GENERACIÓN CON CARBÓN

Se ha logrado identificar que las plantas termoeléctricas generan impactos ambientales positivos y negativos, durante las etapas de suministro de la materia prima, ubicación,


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construcción y operación, afectando los componentes atmosférico, hídrico, suelo, biosfera, ruido y al factor humano.

En la etapa de suministro de materia prima se realizan actividades de explotación, beneficio o tratamiento, transporte, almacenamiento y manejo, en donde los mayores componentes afectados son suelo y aire. En la etapa de construcción, los impactos son causados, principalmente, por las actividades de la adecuación del sitio: excavación, movimiento de tierras, drenaje, dragado y/o embalse de los ríos y otras extensiones de agua, establecimiento de las áreas de; campamentos, préstamo y de relleno, afectando principalmente al componente suelo, agua y al factor humano. En la etapa de operación, los impactos son causados por; aprovisionamiento de agua; sistemas de captación, pretratamiento y conducción con el fin de ser utilizada en los sistemas de enfriamiento, sistemas de tratamiento de aguas para calderas, los precipitadores electrostáticos y la chimenea, el sistema de manejo y almacenamiento de cenizas, el sistema de tratamiento de aguas residuales, el sistema contra incendio, el sistema de soporte (talleres, edificios administrativos, vías de acceso) y la línea de conexión. Uno de los impactos positivos a nivel sociocultural en las comunidades locales, es la generación de empleo, durante las etapas de construcción y operación, de igual manera se mejorará la calidad de vida al disponer y suministrar el servicio de energía eléctrica a la comunidad.

El impacto ambiental potencial primario causado por los procesos de generación termoeléctrica es el deterioro de la calidad del aire en el área local o regional. El proceso de combustión que ocurre en los proyectos termoeléctricos emite; dióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2) y partículas (que pueden contener metales pesados). Las cantidades emitidas dependerán entre otros de los siguientes factores:

a) Del tipo y tamaño de la instalación b) Del tipo y calidad del combustible c) De la manera como se realiza la combustión d) Calidad del aire del área e) Sistemas de control, eficiencia y prácticas operativas f) Condiciones climáticas y topográficas del área

Algunos de los impactos pueden ser evitados completamente, o mitigados más exitosamente, a menor costo, si el sitio se escoge, prudentemente. El componente ambiental debe abarcar todas las etapas de los Proyectos para Térmicas a Carbón y sus relaciones sociales con los actores de su área de influencia (comunidad, autoridades ambientales y sectoriales).

El sector cuenta con una Guía Ambiental para Proyectos para Térmicas a Carbón, la cual tiene como contenido los siguientes capítulos:


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2.3.1 Componentes de las Plantas de Generación a Carbón Las plantas de generación eléctrica están conformadas por tres áreas principales: uno correspondiente al agua, que comprende su captación, manejo y disposición; la parte de combustible que comprende desde la recepción, almacenamiento, combustión, disposición de residuos y control de emisiones, y el último que es la generación que comprende la caldera, las turbinas, los generadores, tal y como se presenta en la figura siguiente, componentes que son descritos en la siguiente sección.


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Figura 2-9 Impactos ambientales por Combustión de Carbón Pulverizado12

12 Guía Ambiental Proyectos Carboeléctricos


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2.3.1.1 Combustible Para los proyectos de térmicas a carbón un punto importante es la disponibilidad del combustible (carbón), el cual por sus características de combustible sólido debe ser explotado de sus yacimientos, el manejo al interior de la planta implica almacenamiento y transformación. A continuación se describen los principales aspectos de cada una de estas operaciones:

Figura 2-10 Explotación de carbón a cielo abierto13

• Explotación. Para el suministro de carbón se requiere la explotación a cielo abierto, en donde ocurre un deterioro del paisaje, afectación al suelo y a los ecosistemas ó de la explotación subterránea la cual genera vertimientos y afectaciones al suelo y a la salud. En la Figura 2-10 se presenta el proceso de explotación del combustible (carbón). a cielo abierto, con sus frentes de explotación, taludes, cargues, entre otros.

• Transporte. El carbón puede ser transportado en vehículos o por vía férrea, en cualquiera de estos medios por las características de friabilidad del carbón se generan emisiones de partículas al aire.

• Acopio en patios. El carbón es apilado y se deja a la intemperie, lo que permite que las corrientes de vientos arrastren las partículas más livianas generando problemas a la salud, suelos y corrientes de aguas. La lluvia crea arrastres desde las pilas de carbón, llevando consigo sustancias que contaminan el suelo y el agua. En la Figura 2-11 se observan las instalaciones de un patio de acopio.

13 Fuente: Guía Ambiental


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Figura 2-11 Instalaciones de un patio de acopio de carbón14

Los patios de acopio deben cumplir con:

• Las disposiciones legales para el uso del suelo del área. • Se debe ubicar en áreas mineras o industriales a una distancia mínima de 3 km.

del casco urbano. • El sitio no debe interferir con redes eléctricas de alta tensión, poliductos, vías

férreas y servidumbres. • Debe cumplir con todos los requisitos legales tal como licencia de construcción,

licencia ambiental (en caso de requerirse) y demás autorizaciones de ley.

Los requerimientos básicos de la instalación son:

• Capacidad del almacenamiento • Distribución de áreas • Lavado de vehículos • Trampa de grasas • Tanques sedimentadores • Pozo profundo • Canal perimetral • Barreras naturales y artificiales • Calidad de terreno • Ubicación estratégica • Vías internas • Vías de acceso

A continuación se describen de manera breve los impactos ambientales del manejo de carbón desde la mina hasta el patio de almacenamiento.

14 Fuente: Ecocarbón, Guía Ambiental Patios de Acopio de Carbón, 1997


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Figura 2-12 Descripción del proceso de suministro de materia prima15

2.3.1.2 Agua

• Suministro de agua. Se debe disponer de un sistema de captación, pretratamiento y conducción, para satisfacer la demanda de la planta. Se requieren caudales de agua relativamente altos con fines de utilización en enfriamiento, calderas, servicios industriales, lavado de equipos y de superficies, servicios de laboratorio, sistemas contra incendio y consumo humano. Se generan lodos de purgas y retrolavados.

• Desmineralización del agua. El agua para la alimentación de calderas debe ser desmineralizada de manera previa.

• Tratamiento del agua de enfriamiento. Antes de entrar al sistema de enfriamiento debe tratarse químicamente para eliminar sus propiedades incrustantes y corrosivas, así como evitar el desarrollo de algas, bacterias y hongos. Se producen descargas de agua de enfriamiento. Una vez el agua ha cumplido su ciclo se retorna al sistema con unos 11 a 14°C por encima del agua que la recibe, esta contaminación térmica afecta el ecosistema acuático.

• Sistemas de tratamiento de aguas residuales. En una planta térmica a carbón se generan residuos líquidos, que se pueden agrupar en tres tipos de aguas residuales: a) aguas residuales domésticas, b) aguas residuales industriales y, c) agua de purga de la torre de enfriamiento. Se debe contar con sistemas idóneos de depuración.

Típicamente, el agua de enfriamiento limpia constituye el efluente más importante que proviene de las plantas térmicas a carbón. Puede ser reciclado o descargado a los

15 Fuente: Elaborado por el Consultor


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cuerpos de agua superficial, sin causar efectos mayores en cuanto a calidad química. Sin embargo, debe ser considerado el efecto del calor residual sobre la temperatura del agua ambiental. Durante la evaluación de las plantas que contemplen utilizar sin reciclaje, el agua de enfriamiento, un aumento pequeño en la temperatura del agua ambiental, puede alterar radicalmente las comunidades de flora y fauna. Los otros efluentes que producen los proyectos termoeléctricos son menos abundantes, pero pueden alterar, grandemente, la calidad del agua.

2.3.1.3 Generación

• Precipitadores electrostáticos y chimenea; Con el objeto de remover material particulado contenido en los gases de combustión durante la quema de carbón y, con el fin de evitar que estos sean enviados a la atmósfera, contribuyendo a la contaminación ambiental, es necesario instalar equipos de control de emisiones que capturen dichas partículas.

Generalmente, los precipitadores electrostáticos son los equipos utilizados para este fin y, su proceso básico, consiste en cargar eléctricamente la ceniza volante y dirigirla a unos electrodos de captación, de donde son finalmente retiradas de los gases de combustión. La ceniza capturada de esta manera es recolectada en tolvas, de donde son extraídas y enviadas a los patios de disposición de cenizas.

De acuerdo con la experiencia, la eficiencia de los precipitadores electrostáticos puede ser superior al 99%.

• Sistema de manejo y almacenamiento de cenizas; Una vez quemado el carbón en la central, las cenizas producidas en la combustión deben ser retiradas y dispuestas en un lugar adecuado. Las cenizas pesadas provenientes del fondo del hogar de la caldera pueden ser manejadas a través de un sistema que conduce las partículas hasta un silo de almacenamiento temporal, el cual cuenta con descargadores mecánicos que alimentan los camiones encargados de hacer la disposición final en el patio de cenizas.

Otro sistema, el húmedo, consiste en utilizar agua para el transporte de las cenizas hasta el sitio de disposición final. Este sistema genera lodos que deben ser secados.

2.3.2 Emisiones Atmosféricas La principal causa de la contaminación atmosférica ocasionada por las plantas termoeléctricas es la combustión, siendo esta última la que genera material indeseable en cantidades capaces de producir efectos nocivos sobre la salud humana, la vegetación o el medio ambiente global.

La combustión es la reacción que ocurre entre los componentes de un combustible (C, H, S y N) con el oxígeno del aire, generando CO2, H2O, SOx y NOx. Cuyos efectos ambientales se describen a continuación:


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2.3.2.1 Dióxido de Carbono (CO2) Es el principal efluente gaseoso del mundo, no sólo es producido por la generación eléctrica, sino también por los medios de transporte y las actividades industriales. El CO2 representa el 66% de las emisiones de gases, de las cuales el 95% se originan en el hemisferio norte. El CO2 contrariamente a otros contaminantes no es nocivo en sí mismo, teniendo la particularidad de participar activamente en la fotosíntesis y el crecimiento de las plantas.

Hoy en día, el principal problema asociado al CO2 está en la quema de combustibles fósiles que liberan reservas de ese gas que fueron almacenadas durante millones de años. Esto aumenta su concentración en la atmósfera, contribuyendo a la formación del efecto invernadero o calentamiento global. Como es disociable en agua, la presencia de CO2 en la atmósfera contribuye también al fenómeno de la lluvia ácida, por la formación de ácido carbónico. Su exceso puede causar dificultades y afecciones respiratorias, principalmente en la gente de edad avanzada y recién nacidos.

A continuación en la Tabla 2-10 se observan las emisiones de C y CO2 generadas por los diferentes combustibles.

Tabla 2-10 Factores IPCC16 de emisiones de Carbono y Dióxido de carbono17

COMBUSTIBLE Kg de C /GJ Kg de CO2 /GJ Gas Natural 15.3 56.2LPG 17.2 63.1Nafta 18.9 69.4Kerosene 19.5 71.6Kerosen para Aviación 19.5 71.6Petróleo crudo 200 73.4Gas Oil 20.2 74.1Fuel Oil 21.1 77.4Bitumen 22.0 80.7Carbón Bituminoso 25.8 94.7Carbón Sub bituminoso 26.2 96.2Coque e Petróleo 27.5 100.9Lignito 27.6 101.3Turba 28.9 106.1Coque 29.5 108.3

2.3.2.2 Óxidos de Azufre (SOx) Se originan en los procesos químicos sufridos por el azufre durante la combustión. El principal de estos óxidos es el dióxido de azufre (SO2). En la atmósfera, estos se oxidan dando origen a sulfatos y ácido sulfúrico.

Los óxidos de azufre son unos de los responsables de los problemas respiratorios en la población, dependiendo de su concentración en la atmósfera puede posibilitar el surgimiento de lluvia ácida y de otros efectos ambientales.

16 IPCC=Panel Intergubernamental sobre factores de Emisión en los Cambios Climáticos. 17 Fuente: IPCC


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2.3.2.3 Material Particulado Se compone de las cenizas formadas durante el proceso de combustión o presentes en el combustible que son arrastradas por el flujo de gases por la chimenea y lanzadas a la atmósfera. Este material afecta al medio ambiente por los efectos resultantes por su deposición en bienes inmuebles y su nociva intervención en el sistema respiratorio de personas, animales, plantas e incluso en la visibilidad atmosférica. Ver Figura 2-13.

La cantidad de material particulado producido en una central a carbón es mucho mayor que en una central a líquido o a gas, ya que la cantidad de ceniza de los carbones minerales son siempre más altos que en los líquidos, y en los gases, no existe.

CENIZA VOLANTE

CENIZA DE FONDO

PROCESO DE GENERACIÓN

GASES DE COMBUSTIÓN

CHIMENEAPARTICULAS

PATIO DE CARBÓN

CENIZA VOLANTE

CENIZA DE FONDO

PROCESO DE GENERACIÓN

GASES DE COMBUSTIÓN

CHIMENEAPARTICULAS

PATIO DE CARBÓN

Figura 2-13 Impacto ambiental de plantas de generación a carbón18

2.3.2.4 Óxidos de Nitrógeno (NOx) Son formados durante el proceso de combustión dependiendo de la temperatura, de la forma de combustión y de los tipos de quemadores. Se derivan del nitrógeno existente en el combustible (térmico) y del aire (inmediato) utilizado en la combustión.

En concentraciones altas los NOx provocan un agravamiento de las enfermedades pulmonares, cardiovasculares y renales, así como el retraso del crecimiento de las plantas.

2.3.2.5 Monóxido de Carbono (CO) e Hidrocarburos Son emitidos debido a la quema incompleta de combustible. El mayor peligro de los hidrocarburos deriva de su reacción fotoquímica con los óxidos de nitrógeno, generando compuestos oxidantes.

La Tabla 2-11 y Tabla 2-12, muestran los efectos según la concentración de la emisión de CO y se relacionan los impactos ambientales de la generación de energía. 18 Fuente: Guía ambiental


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Tabla 2-11 Efectos del monóxido de carbono (CO)19

CONCENTRACIÓN (ppm) TIEMPO DE EXPOSICIÓN EFECTOS

50 6 semanas Cambios estructurales en el corazón y cerebro de los animales.

50 50 min. Cambios en el umbral de la luminosidad relativa y la agudeza visual

50 8 a 12 h para no fumadores Impedimento en el funcionamiento de las pruebas psicomotoras.

Tabla 2-12 Impactos ambientales de la generación de energía20

CARBÓN

Contaminación de aguas subterráneas Trastornos al terreno, cambios en los usos del mismo y a largo plazo destrucción de ecosistemas. Emisiones de partículas de SO2 y NO2 que alteran la calidad del aire. Metales pesados lixiviados de la ceniza y de desechos de escorias. Cambios climáticos globales por las emisiones de CO2.

Acidificación de lagos y pérdida de comunidades a causa de acumulación de ácidos.

PETRÓLEO Y GAS

Contaminación del mar y costas por derrame

Daños a las estructuras, cambios de suelo, degradación de bosques, acidificación de lagos por emisión de S y N.

Contaminación de aguas subterráneas Impacto por las emisiones de gases invernadero.

HIDROELÉCTRICA

Destrucción de tierras, cambios en el uso de la tierra, modificaciones de la sedimentación. Destrucción de ecosistemas y pérdida de especies. Cambios en la calidad del agua y en la vida marina. Desplazamiento de poblaciones.

ENERGÍA NUCLEAR

Contaminación de aguas superficiales y subterráneas (minería) Cambios en el uso del suelo y destrucción del ecosistema. Contaminación potencial de tierras y ,aire causada por radio nucleidos (accidente) Desplazamiento de poblaciones.

FUENTES RENOVABLES

Contaminación de la atmósfera y del agua. Cambios en el uso del suelo y del ecosistema.

En la siguiente tabla se mencionan algunos contaminantes y sus efectos en el hombre y en el medio ambiente.

19 Fuente: Guía ambiental para termoeléctricas y procesos de cogeneración parte aire y ruido 20 Fuente: Conceptos de Generación Termoeléctrica: Combustibles Utilizados e Impactos Ambientales.


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Tabla 2-13 Resumen de los agentes contaminantes y sus efectos21

CONTAMINANTE PROCEDENCIA EFECTO

Monóxido de carbono

CO

Surge de la quema incompleta de combustibles fósiles. Enfermedades cardiacas.

Monóxido de nitrógeno

NO

Este gas se origina en la quema de sustancias orgánicas a altas temperaturas

Reacciona con hidrocarburos y luz solar para formar óxidos fotoquímicos.

Dióxido de nitrógeno

NO2

Se origina por la oxidación del Monóxido de nitrógeno en presencia de radiación solar. Reacciona con hidrocarburos y luz solar para formar oxidantes fotoquímicos.

Daños en las vías respiratorias.

Sulfuro de Hidrogeno

H2S Gas venenoso

Provoca la descomposición de la materia orgánica en ausencia de oxigeno.

Dióxido de Azufre SO2

Surge de la quema de combustibles líquidos y carbonos.

Irritante de las vías respiratorias. Bronco constricción y conjuntivas oculares. Destruye materiales calcáreos como mármol y cemento.

Trióxido de Azufre SO3

Producto de la reacción de S2O y luz solar. Produce daños en el aparato respiratorio y lesiones en los ojos.

Dióxido de Carbono

CO2

La quema de bosques y de combustibles aumenta la concentración de dióxido de carbono en la atmósfera. Los niveles atmosféricos se han incrementado desde unos 280 ppm hace un siglo a más de 350 ppm en la actualidad.

Forma una capa que absorbe la radiación solar que refleja la tierra provocando un calentamiento global y efecto invernadero.

Oxidantes fotoquímicos

O2

Se forman en la atmósfera como reacción a los óxidos de nitrógeno, hidrocarburos y luz solar.

Bronco constricción. Irritación de mucosas.

Plomo Pb

Proviene de las descargas de los automóviles que utilizan naftas con plomo como antidetonante.

Provoca graves intoxicaciones, daños cerebrales, convulsiones y muertes prematuras.

Hidrocarburos no metálicos

CnHn

El metano es uno de los mayores aportantes al calentamiento de la tierra y al efecto invernadero. Reacciona con óxidos de nitrógeno y luz solar para formar óxidos fotoquímicos.

Irritación de mucosas hasta desencadenar algún tipo de cáncer.

Fluor F

Se utiliza en la industria del aluminio y en la de fertilizantes fosfatados.

Efectos tóxicos sobre las fibras vegetales, productoras del alimento que se transmite a lo largo de la cadena alimentaria.

Acido Sulfúrico H2SO4

Acido Nítrico HNO3

Surge de las reacciones de los óxidos de azufre y de nitrógeno con el vapor de agua. Las lluvias acidas provocan la corrosión de diversos materiales así como la esterilización de suelos y aguas.

El acido sulfúrico destruye la piel y la carne.

Partículas en Suspensión

PTS

Compuestos de carbón, nitratos, sulfatos y metales como: plomo, cobre, hierro y cinc.

Disminución de la capacidad respiratoria. Aumento de la frecuencia de cáncer pulmonar.

21 Fuente: Conceptos de Generación Termoeléctrica: Combustibles Utilizados e Impactos Ambientales.


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2.3.3 Normas Ambientales, Regulación y Tendencias Existe una serie de consideraciones que se deben tener en cuenta para el desarrollo de proyectos de generación térmica a carbón, estas se encuentran enlazadas a dos escenarios diferentes pero a la vez complementarios, el primero son las políticas y tendencias internacionales y el segundo la regulación nacional existente.

Estos referentes establecen el marco en el cual se desarrollan y aplican las tecnologías actuales y tendencias, las cuales sirven de base a los fabricantes para establecer la oferta de equipos y tecnologías.

A continuación se nombran los organismos y documentos de referencia:

• Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA); establece los límites permisibles de emisión y regulación general sobre emisiones en los Estados Unidos de América, mediante el acta de aire limpio (CAA).

• Banco Mundial (WB): establece directrices y guías ambientales para proyectos de infraestructura en países en desarrollo, mediante el Project Guidelines.

• Regulaciones Nacionales: para el caso de Colombia los límites de emisión establecidos mediante los Decretos: 948/95 y 02/82 y modificación en curso de aprobación.

• Guía ambiental de proyectos de generación térmica a carbón del Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo Territorial.

2.3.3.1 Regulaciones Internacionales La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA); establece los límites permisibles de emisión y regulación general sobre emisiones en los Estados Unidos de América, mediante el acta de aire limpio (CAA).

La ley de Aire Limpio (Clean Air Act) que en su principio se aprobó en 1967 y se modifico en 1990, tiene como objeto proteger la calidad del aire de Estados Unidos. El cual contempla cláusulas para la prevención de la lluvia ácida, la cuales se centran en la reducción de las emisiones de SO2 de las plantas generadoras de energía, ya que estas generan el 80% de las emisiones de SO2 hacia la atmósfera.

La reglamentación EPA para las plantas de vapor que producen energía eléctrica, se aplica a unidades de más de 73 MW (250 millones de BTU/h) de entrada de calor, cuya construcción se empezó después del 18 de septiembre de 1978.

• Normas para SO2. Cuando se opera con carbón, la norma establece una reducción mínima del 90% de las emisiones potenciales y limita la tasa de emisión de SO2 a 1,2 lb/MBTU de calor de entrada o requiere una remoción del 70% y limita la tasa de emisión a 0,6 lb/MBTU con base en el contenido de azufre y valor calórico del carbón.

• Normas para partículas. Las emisiones están limitadas a 0,03 lb/MBTU de calor de entrada (13 g/millón Kj), además la norma limita la opacidad de la emisión a 20% para un promedio de 6 minutos.


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• Normas para NOx. Varían según el tipo de combustible, se presentan las referentes a combustibles sólidos.

0,5 lb/MBTU (210 g/millón de Kj) de calor de entrada procedente de carbón sub-bituminoso.

0,6 lb/MBTU (260 g/millón de Kj) de calor de entrada procedente de carbón bituminoso o antracita.

Figura 2-14 Representación grafica Norma EPA para emisiones de SO222

La siguiente tabla presenta los valores y límites máximos permisibles de emisiones para procesos de generación termoeléctrica, establecidos en las guías del WB.

Tabla 2-14 Límites Máximos permisibles de emisiones al aire para fuentes fijas23

ACTIVIDAD LIMITES MAXIMOS PERMISIBLES (mg/Nm3) a menos que indique otra unidad)

Partículas Totales Óxidos de Azufre Óxidos de Nitrógeno

Generación Termoeléctrica* (4101)

50**

Carbón: 750*** Petróleo: 460 Gas: 320

Generación Termoeléctrica con Turbinas de Gas (4101)

0.2 tpd/MW (hasta 500 MW), 0.1 tpd/MW (incrementos arriba de 500 MW), No se puede exceder 2000 mg/Nm3 ni 500 tpd

Gas: 125 Diesel Nº2: 165 Bunker Nº6 y otros: 300

**El límite aplicable a plantas con capacidad menor de 50 MW es de 100 mg/Nm3. Para rehabilitación de plantas existentes el límite es 100 mg/Nm3. ***Para carbón con menos de 10% de materia volátil, el límite aplicable es 1500 mg/Nm3.

22 Fuente: Wark 23 Fuente: Guía del Banco Mundial .1998


Doc. AN-JRC-812-05


48

En el caso de plantas térmicas de generación eléctrica con motores de combustión interna se permitirá un máximo de NOx de 2000 mg/Nm3, para aquellas que se instalaron después del año 2000, y de 2,300 mg/Nm3 para aquellas que se instalaron antes de dicha fecha.

La comparación y rigidez de estas normas se puede ver en la sección en la que se calculan las emisiones para los sitios seleccionados como factibles para programas de expansión, (ver Tabla 4 – 20 a 4 – 31).

2.3.3.2 Vertimientos En cuanto a la calidad de los vertimientos para plantas térmicas, se observan los límites establecidos para el WB y para Colombia (Tabla 2-15).

Para el caso de los sólidos suspendidos (SS), las grasas y aceites, el WB establece valores límites de concentración, mientras que la legislación Colombiana establece un valor mínimo de remoción. Esto presenta grandes diferencias en cuanto a las necesidades de tratamiento; cuando los vertimientos tienen bajas concentraciones de contaminantes, el esfuerzo para cumplir la norma de remoción es considerable y permite que quien tenga una mayor concentración arroje mayor carga a los cuerpos de agua. Este tipo de normas ya no se usan en el mundo y en Colombia esta norma esta en mora de ser cambiada, hacia unos valores de concentración, en niveles cercanos a los exigidos por el WB.

Para el caso de los vertimientos con cargas térmicas, la norma Colombiana es bastante laxa, ya que no tiene en cuenta la diferencia de temperatura y la relación de masas entre el cuerpo receptor y el vertimiento térmico, estableciendo la temperatura máxima de descarga en 40ºC. La norma del WB se diferencia por que establece un límite máximo de incremento de temperatura en el cuerpo receptor de 3ºC, después de la zona de mezcla, la cual puede llegar a tener hasta 100 metros. Esto quiere decir que tiene en cuenta las diferencias de temperatura y masa del cuerpo receptor y vertimiento, estableciendo un límite que garantiza un menor impacto en el cuerpo receptor.

Tabla 2-15 Normas de vertimiento Banco Mundial – Colombia24

PARAMETROS WB Decreto.1594/84 UNIDADES VALOR UNIDAD VALOR

SST mg/l 50.0 Remoción % 80.0 DBO5 mg/l 50.0 Remoción % 80.0 Aceites y grasas mg/l 10.0 Remoción % 80.0 pH máx. Unidades 9.0 Unidades 9.0 pH mín. Unidades 6.0 Unidades 5.0 Temperatura Incremento C 3.0 Máxima C 40.0 Cromo Total mg/l 0.5 Remoción % 0.5 Cobre mg/l 0.5 Remoción % 3.0 Hierro mg/l 1.0 Remoción % Plomo mg/l 0.1 Remoción % 0.5 Mercurio mg/l 0.1 Remoción % 0.2 Zinc mg/l 1.0 Remoción %

24 Fuente: Adaptada por el Consultor a partir de las guías WB y las normas Colombianas


Doc. AN-JRC-812-05


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2.3.3.3 Regulaciones Nacionales La legislación Colombiana reglamenta las emisiones atmosféricas permisibles en el Decreto 948 de 1995, que acepta las regulaciones establecidas en el Decreto 02 de 1982. A continuación se presentan los valores estipulados en dicho decreto para las emisiones:

• Material Particulado: En los artículos 48 y 49 se establecen las emisiones permisibles, que se pueden determinar por el consumo de calor en Mkcal/h y/o por la producción en toneladas/hora diferenciando para zona rural y zona urbana.

Tabla 2-16 Normas de emisión de partículas25

Máxima emisión permisible de partículas (kg./millón de

kilocalorías) Millones de kilocalorías por

hora

Zona Rural E=0.30 P < 10 E=6.24 P - 0.321 10 < P < 1500 E=0.6 P> 1500 Zona Urbana E=2.0 P < 10 E=4.46 P - 0.348 10 < P < 1500 E=0.35 P> 1500

• Óxidos de azufre: Artículo 79. Las calderas, hornos o equipos a base de combustible sólido o líquido tales como Carbón, Fuel Oil, Kerosene, Diesel Oil o Petróleo Crudo, que originen o produzcan Dióxido de azufre (SO2), no podrán emitir al aire ambiente, los gases provenientes de su combustión, por una chimenea cuya altura sea inferior a la señalada a continuación:

Tabla 2-17 Altura mínima requerida en metros26

25 Fuente: Decreto 02/82 26 Fuente: Decreto 02/82


Doc. AN-JRC-812-05


50

• Óxidos de nitrógeno: no se menciona norma de emisión para este contaminante en dicho Decreto.

El Anexo 2 presenta un resumen de la normatividad ambiental aplicable en sus diversas etapas de desarrollo a un proyecto de generación térmica a carbón en Colombia.

2.3.4 Análisis Comparativo de Normatividad Nacional e Internacional A continuación se realizará un análisis de las normas aplicables al sector en Colombia.

2.3.4.1 Emisiones Al hacer una comparación de las normas Colombianas de emisión de contaminantes (Decreto 02/82) frente a la EPA y el WB (directrices y guías ambientales), es importante resaltar que en Colombia no existe una norma para emisión de NOx y que la emisión de SOx se controla por el contenido de azufre del combustible y se establece la altura mínima del punto de descarga.

Debido a que en Colombia no existe aún una norma para el control de la emisión de NOx, este vacío puede permitir el desarrollo de plantas con quemadores convencionales, ya que son más económicas tanto en inversión como en operación.

Algunos sistemas de desulfurización son eficientes tanto en remoción de SOx, como de NOx.

En la actualidad, cursan en el Ministerio de Medio Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial unas modificaciones a la norma de fuentes fijas, capítulo IV Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire para centrales térmicas con capacidad instalada superior a 20MW, que obtengan el Auto de inicio de trámite de licenciamiento ambiental a partir del 1 de agosto del año 2008. Los valores de emisiones en estudio se presentan a continuación:

Tabla 2-18 Estándares de emisión admisible para centrales térmicas existentes y nuevas con capacidad superior a 20MW para combustibles sólidos en condiciones de referencia

(25 °C, 760 mmHg y 6% O2)27

Norma nacional de emisiones por fuentes fijas (mg/m3)- AUN NO APROBADA

COMBUSTIBLE MP SO2 NOx Solidó para instalaciones nuevas

50 1,000 600

Solidó para instalaciones existentes

100 2,000 600

La resolución 898 de 1995 en el capítulo II Art. 6 contempla las normas de calidad del carbón mineral para su empleo como combustible en hornos y calderas en las diferentes regiones del territorio nacional, como se presenta en la Tabla 2-19: 27 Fuente. Reunión MAVDT. fecha 7/12/2007


Doc. AN-JRC-812-05


51

Tabla 2-19 Contenido de Azufre del Carbón como Requisito28

CONTENIDO DE AZUFRE (% peso)

REGIÓN FECHA DE VIGENCIA

Enero 1 de 1996 Enero 1 de 1998 Enero 1 de 2001 Enero 1 de 2006Atlántica 1.5 1.2 1.00 menor a 1.0Central y Orinoquía 1.5 1.2 1.00 menor a 1.0Pacifico y Amazonas 3.8 3.2 2.56 menor a 1.5

Es importante anotar que para cualquier condición de calidad de carbón y tecnología, según la exigencia del WB, es necesario utilizar un proceso de desulfurización. En Colombia no se requiere mientras se utilicen carbones con un contenido menor al límite máximo permitido para cada región.

2.3.5 Desarrollo de Indicadores Ambientales

2.3.5.1 Concepto de Indicador Ambiental Son muchas las definiciones sobre indicadores existentes. Sobre todo, teniendo en cuenta que la mayoría de los parámetros o variables estadísticas, asociados a temas ambientales pueden ser considerados como indicadores siempre que aporten mensajes simples y claros sobre lo que está ocurriendo en el medio ambiente.

De las definiciones existentes, es muy importante la establecida por la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE) que considera que un indicador es un parámetro, o valor derivado de otros parámetros, dirigido a proveer información y describir el estado de un fenómeno con un significado añadido mayor que el directamente asociado a su propio valor. A su vez, este organismo define el concepto de índice como un conjunto agregado o ponderado de parámetros o indicadores.

Un indicador ambiental es una variable o estimación ambiental (ej. Emisiones de CO2) que provee una información agregada sobre un fenómeno (ej. cambio climático), más allá de su representación propia. Es decir se le dota exógenamente de un significado añadido, con el fin de reflejar en forma sintética una preocupación social con respecto al medio ambiente e insertarla coherentemente en el proceso de toma de decisiones.

De todas las características o criterios para selección de los indicadores ambientales, se pueden destacar los siguientes:

• Relevantes a escala nacional (aunque pueden ser utilizados a escalas regionales o locales, sí fuera necesario).

• Pertinentes frente a los objetivos de desarrollo sostenible u otros que se persigan.

• Comprensibles, claros, simples y no ambiguos.

• Realizables dentro de los límites del sistema estadístico nacional y disponibles con el menor costo posible.

• Limitados en número, pero amparados con un criterio de enriquecimiento. 28 Fuente: Dec 898/95


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• Representativos, en la medida de lo posible de un consenso (internacional y nacional).

Respecto de su utilidad, los indicadores ambientales presentan las funciones principales siguientes:

• Proveer información sobre los problemas ambientales.

• Apoyar el desarrollo de políticas y el establecimiento de prioridades, identificando los factores clave de presión sobre el medio ambiente.

• Contribuir al seguimiento de las políticas de respuesta y especialmente sobre las de integración.

• Ser una herramienta para difusión de información en todos los niveles, tanto para responsables políticos como para expertos o científicos y público general.

Así mismo, en un sistema de indicadores ambientales, su definición se debe ajustar a unos criterios básicos que se refieren a la necesidad de:

• Establecer indicadores cuya compresión sea sencilla y accesible a los no especialistas.

• Que cada indicador constituya una expresión clara de estado y tendencia, generalizable al área temática de referencia (es decir, el indicador se interpreta en el contexto de referencia para el que ha sido definido).

• Que el conjunto de indicadores definidos sea representativo de la realidad ambiental a la que se refiere.

La creación de un sistema de Indicadores persigue los siguientes objetivos:

• Facilitar la evaluación de la situación ambiental de un territorio o de una problemática específica.

• Proporcionar datos equivalentes entre sí y en las diferentes regiones y países, de forma que puedan también agruparse para obtener datos globales (nacionales e internacionales).

• Proporcionar información sistematizada y de fácil comprensión para el público no experto en la materia sobre la situación ambiental en el ámbito que se contemple.

Para la organización de los indicadores se pueden encontrar diversos marcos de análisis en los que se destacan:

• Marco temático. Los problemas ambientales específicos son identificados y analizados, y sirven de marco para el desarrollo de indicadores por ejemplo efecto invernadero, eutrofización de las aguas etc.

• Estructura por componentes. El ambiente se divide en componentes, tales como aire, agua, suelos y recursos bióticos, sociales, económicos e institucionales. Los indicadores cubren cada componente en forma separada.

• Marco sectorial. Es una aproximación que considera al ambiente como fuente de recursos biológicos y minerales, adjudicando a sectores económicos la explotación


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de cada uno de ellos. Comprende sectores tales como: Agricultura, silvicultura, pesca, minería, y energía.

• Marco causal. Derivado estrictamente del proceso de toma de decisiones ambientales, se basa en la causalidad, supone que las actividades humanas ejercen una presión sobre el ambiente, que este registra cambios de estado en función de ellas, y que la sociedad responde para mantener los equilibrios ecológicos que le parecen adecuados. Para cada una de las acciones contempladas se desarrollan indicadores de presión, de estado y de respuesta.

• Marco espacial. Los problemas ambientales se clasifican según la escala espacial a la que se pueden referir, como puede ser la escala global, nacional, regional y local.

• Marco ecosistémico. La información se presenta en unidades territoriales con características ecológicas distintivas e interrelacionadas. Es una aproximación menos utilizada.

Como se observa, los marcos de análisis propuestos constituyen diversas organizaciones posibles de los indicadores, cuya última utilidad depende del uso final a que sea destinada la información y aportan cada uno un efecto sinérgico a la información individual contenida en cada indicador en la medida en que se le asigna un atributo particular. Por otra parte hay que señalar que no son excluyentes entre sí, en muchos casos se constatan cruces entre unos y otros, como es el caso de desarrollo de indicadores de integración de los aspectos ambientales en las políticas sectoriales, donde el marco sectorial se cruza con el marco causal. Sin duda el marco de análisis dominante es el marco causal (presión, estado, respuesta) dado que las actividades humanas ejercen presiones sobre el medio y cambian la calidad y cantidad de los recursos naturales, la sociedad responde a estos cambios mediante políticas ambientales, sectoriales y económicas, que incluyen la percepción del problema, la formulación de políticas, y el seguimiento y evaluación de las mismas.

2.3.5.2 Esquemas de Indicadores Existen distintos esquemas de presentación de los sistemas de indicadores. Aunque en la actualidad son varios los modelos existentes, los que presentan una mayor proyección son los siguientes: (ver Figura 2-15)

• Modelo Presión-Estado-Respuesta

• Modelo Fuerzas motrices-Presión-Estado-Impacto-Respuesta

El modelo de presión–estado–respuesta (PER), establecido por la OCDE obedece a una lógica según la cual las actividades humanas ejercen presiones sobre el entorno y los recursos ambientales y naturales, alterando, en mayor o menor medida, su estado inicial. La sociedad en su conjunto identifica estas variaciones y puede decidir (objetivos de política) la adopción de medidas (respuestas) que tratarían de corregir las tendencias negativas detectadas. Estas medidas se dirigen con carácter cautelar, contra los mismos mecanismos de presión, o bien, con carácter corrector, directamente sobre los factores afectados del medio. Como consecuencia de estas actuaciones se supone, o espera, una mejoría del estado del medio ambiente.


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Contaminación

Recursos

Información Actividades

Medio

Ambiente

y

Respuestas Sociales

Información

Presión

Indirectas Directas

Estado Respuesta

Ambientes:

Económico, Social

Ambiental

Sectores: d i i t ió

Figura 2-15 Esquema de Indicadores PER29

Otro marco de análisis en apariencia más complejo que el modelo PER de la OCDE, ha sido desarrollado por la Agencia Europea de Medio Ambiente (AEMA). Se trata del modelo FPEIR: Fuerzas Motrices-Presión-Estado-Impacto-Respuesta. (Ver Figura 2-16)

FUERZAS MOTRICES

RESPUESTAS

PRESIONES

ESTADO

IMPACTOS

Ej: IndustriaY Transporte

Ej: Emisionescontaminantes

Ej: Calidad del aire,Del agua y del suelo

Ej: Pérdida de biodiversidadY daños a la salud

Ej: Producción limpia,Reciclado de residuosY desarrollo normativo

FUERZAS MOTRICES

RESPUESTAS

PRESIONES

ESTADO

IMPACTOS

Ej: IndustriaY Transporte

Ej: Emisionescontaminantes

Ej: Calidad del aire,Del agua y del suelo

Ej: Pérdida de biodiversidadY daños a la salud

Ej: Producción limpia,Reciclado de residuosY desarrollo normativo

Figura 2-16 Esquema de indicadores FPEIR30

29 AGUIRRE ROYUELA Miguel Álvaro “Los sistemas de indicadores ambientales y su papel en la información”


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Un indicador ambiental de presión es aquel que permite cuantificar la intensidad de la intervención humana ó natural sobre los ecosistemas existentes en un territorio, reflejada en grados de afectación ambiental. Este indicador puede interpretarse y asociarse con las causas generadoras de Impactos Ambientales.

Un indicador ambiental de estado es aquel que permite la medición de las características físico-bióticas existentes en un territorio dado, debidas a las formas de ocupación y apropiación del mismo y de sus recursos. Un indicador de estado mide la calidad ambiental en un momento de tiempo definido, de una situación ó problema específico asociado con cada uno de los componentes ambientales: agua, aire, suelo ó biodiversidad.

Un indicador ambiental de respuesta, es aquel que permite cuantificar los efectos directos sobre la disponibilidad y la calidad ambiental, es decir los aumentos o disminuciones en la presión y en el estado de los recursos naturales o para una situación ambiental específica, indicadores que van asociados con acciones directas de control ó mitigación de los impactos ambientales.

En la Tabla 2-20 se presentan como referencia los indicadores ambientales adoptados por la Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca CAR, de esta tabla para el caso que nos compete que son las emisiones producto de la generación térmica de electricidad, se toman únicamente los correspondientes al tema aire en un marco sectorial y causal (Sector energía, PER).

Tabla 2-20 Matriz de Indicadores PER31

Tem

a

Sub

tem

a

Que se quiere medir

Donde se quiere medir

Donde se puede medir ahora

Indicadores ambientales específicos

Presión Estado Respuesta

AG

UA

Sup

erfic

ial

Contaminación Hídrica

8 cuencas CAR

En 278 puntos 38 de los cuales están sobre el Río Bogotá

Carga orgánica biodegradable

Demanda bioquímica de oxigeno

Eficiencia de remoción de carga orgánica en las PTARs

Concentración de oxigeno disuelto

Eficiencia de remoción de sólidos en las PTARs

Contenido de sólidos suspendidos totales SST

Disponibilidad y uso

8 cuencas CAR

En 180 estaciones hidroclimatológicas existentes

Demanda hídrica superficial

Oferta hídrica superficial

Demanda hídrica concesionada vs demanda hídrica total

Índice de escasez

30 AGUIRRE ROYUELA Miguel Alvaro “Los sistemas de indicadores ambientales y su papel en la información” 31 Fuente: Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca CAR en su programa de gestión ambiental regional PGAR 2001 – 2010


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Tem

a

Sub

tem

a

Que se quiere medir





subt

errá

nea

Contaminación de acuíferos

27 municipios de la Sabana de Bogotá

Acuíferos monitoreados en 90 pozos

Contaminación de acuíferos por bacterias

Experiencia de monitoreo de calidad el agua subterránea

Contaminación de acuíferos por plaguicidas

Disponibilidad y uso

27 municipios de la Sabana de Bogotá

Acuíferos monitoreados en 400 pozos

Extracción de agua subterránea

Variación de niveles piezométricos

Eficiencia de monitoreo de niveles de agua subterránea

Volumen de recarga de acuíferos

AIR

E

Con

tam

inac

ión

del a

ire

Contaminación atmosférica en corredores industriales

11 zonas industriales ubicadas en el territorio CAR

11 estaciones de aire en operación

Emisión de material particulado

Índice de calidad de aire por material particulado en suspensión

Reducción de la emisión de material particulado

Emisión de NOx Índice de calidad de aire por NOx

Reducción de la emisión de NOx

Emisión de SO2 Índice de calidad de aire por SO2

Reducción de la emisión de SO2

Emisión de CO Índice de calidad de aire por PM10

SU

ELO

Afe

ctac

ión

del s

uelo

por

pro

ceso

s na

tura

les

y A

ntró

pico

s

Afectación del suelo por residuos sólidos

104 municipios CAR

104 cabeceras municipales CAR

Generación de residuos sólidos en cabeceras municipales

Manejo eficiente y ambientalmente adecuado de los residuos sólidos municipales

Residuos sólidos reciclados

Generación de residuos hospitalarios y peligrosos

Afectación del suelo por conflictos de uso

104 municipios CAR

104 municipios CAR

Áreas en conflicto por uso del suelo

Afectación del suelo por erosión superficial

8 cuencas CAR 8 cuencas CAR Tasa de erosión

Áreas de amenaza por erosión

Áreas erosionadas en procesos de restauración

Afectación por productos químicos

104 municipios CAR

32 municipios de la sabana de Bogotá por sectores productivos

Cantidad total de pesticidas usados

Área de suelo con presencia de pesticidas

Cantidad total de agroquímicos usados

Área de suelo con presencia de agroquímicos

Flor

a y

faun

aA

fect

ació

nde

la Afectación de bosques naturales

104 municipios

CAR y zona rural de Bogotá

En cada regional CAR

Volumen de madera extraída

Cambio de cobertura boscosa en áreas protegidas


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Tem

a

Sub

tem

a

Que se quiere medir





Afectación de flora silvestre

104 municipios



Comercialización de especies de flora nativa

Afectación de la fauna

104 municipios



Fauna silvestre amenazada

Fauna silvestre identificada e inventariada (vertebrados)

Fauna silvestre recuperada, readaptada y liberada

Afectación de páramos

25 areas protegidas declaradas


Áreas de páramo intervenido por cultivos de papa

Afectación de humedales

Todos los humedales

CAR

Todos los humedales CAR

Grado de eutrofización de humedales (lagos, pantanos, lagunas y embalses

2.3.6 Contexto Internacional de MDL La problemática del cambio climático ha generado conciencia a nivel mundial en respuesta a lo cual se han desarrollado una serie de eventos en busca de soluciones conjuntas a esta problemática. A continuación se presenta un resumen de los principales eventos al respecto:

Convención Marco de la Naciones Unidas para el Cambio Climático CMNUCC: Convención sobre Cambio Climático (1992). Firmada por 154 países. Países Anexo I: Reducir emisiones a los niveles del año 1990 para el año 2000

Conferencia de las partes (COP) 1 - Berlín (1995): Compromisos voluntarios inadecuados.

COP 3 - Kyoto (1997): Los países industrializados que han firmado el protocolo de Kyoto (Países del Anexo I del Protocolo de Kyoto) se comprometieron a: La reducción de los GEI en un 5% sobre niveles de 1990 para el periodo de cumplimiento 2008 - 2012.

COP 7 - Marruecos (2001): Paquete de reglamentación del Protocolo. Modalidades y procedimientos.

En el 2005 – Entrada en vigor del protocolo de Kyoto.

En el 2007 Cumbre de la ONU en Bali (Indonesia) sobre cambio climático, buscando una alternativa al Protocolo de Kyoto que expira en el año 2012.

2.3.7 Contexto Colombiano Frente al MDL El país ha manifestado su interés en cooperar, con el propósito de facilitar y contribuir a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio, en el cumplimiento de los compromisos de


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reducción de emisiones de GEI, reconociendo la oportunidad que ofrece la convención de Cambio Climático y el Protocolo de Kyoto para fortalecer los lazos de cooperación e integración con la comunidad internacional y la oportunidad que representan para el desarrollo sostenible del país. Por este motivo, el país ha destinado los recursos y ha ejecutado las acciones para convertirse en un actor activo y útil en el cumplimiento del objetivo de la convención.

2.3.7.1 Acciones en Colombia Ratificó el convenio de base de Naciones Unidas sobre cambio climático en

1995 y tuvo acceso al protocolo de Kyoto en noviembre de 2001.

Estudio de Estrategia para el MDL en el ministerio de ambiente, vivienda y desarrollo territorial (MAVDT, 2000).

En 2001, el Banco Mundial y la Corporación Andina de Fomento concedieron los recursos financieros para establecer una oficina de MDL (MAVDT), con el propósito de asegurar la continuidad de las actividades en curso de la oficina.

Publicación de la primera comunicación ante la Convención (IDEAM, 2001).

El SINA en el año 2002 en el marco de la política del cambio climático del país, reconoció el papel del mercado global del carbono como catalizador para las iniciativas locales de la reducción de la emisión de GEI.

Lineamientos de Política de Cambio Climático (2002)

En diciembre de 2002, establecimiento de los incentivos fiscales determinados por el parlamento colombiano para el Certificado de Reducción de Emisiones (CER por su sigla en inglés) que genera proyectos en el campo de la energía renovable.

En agosto de 2003, el concejo nacional colombiano para la política económica y social convenida en la estrategia del país para la promoción de MDL y de otras actividades de la mitigación del cambio climático, tuvo como objetivo los mercados globales del carbono. Los seis ministerios fueron designados para facilitar la identificación y el desarrollo de la representación de los proyectos y verificar reducciones de las emisiones.

Conformación de un portafolio de proyectos.

Inclusión en el Plan Nacional de Desarrollo (2002-2006).

Primer contrato de venta de reducciones de emisiones (2002). Son ocho compañías colombianas.

Desde 2003, El Fondo Nacional de Desarrollo Económico (FONADE) ofrece los servicios relacionados con el diseño técnico y financiero de las actividades del proyecto de MDL. FONADE es la entidad financiera a cargo de la promoción, administración y finanzas de los proyectos de desarrollo.

Documento CONPES 3242 (2003).


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En 2004, la Autoridad Nacional Designada (DNA por sus siglas en ingles) reguló el proceso de aprobación del proyecto de MDL, en concordancia a la decisión 17/CP7, asegurando la transparencia y la eficacia a los participantes y a los inversionistas del proyecto.

En 2004, ICONTEC se convirtió en la primera entidad americana latina aspirante para la acreditación por el consejo de dirección del MDL. ICONTEC es el principal certificador en América latina, funcionando en Colombia, Ecuador, Perú y Chile.

2.3.7.2 Incentivos Tributarios para Proyectos MDL Ley 788 de 2002: introduce modificaciones al Estatuto Tributario, entre ellas dos incentivos para proyectos de reducción de GEI.

Artículo 18: establece que está exenta de renta por 15 años, “la venta de energía con base en los recursos eólicos, biomasa o residuos agrícolas, realizada únicamente por las empresas generadoras”, siempre y cuando el proyecto genere y venda certificados de reducción de GEI y destine a obras de beneficio social el 50% de los recursos obtenidos por este concepto.

Artículo 95: determina que la importación de maquinaria y equipos destinados a proyectos que generen certificados de reducción de GEI estará exenta de IVA. (Reglamentada por la Resolución 1242 de 2006)

2.3.7.3 Marco institucional para el MDL Designación de la Autoridad Nacional: MAVDT.

Proceso de aprobación nacional para el MDL: Resolución 453/ 2004

Criterios para evaluar la contribución al Desarrollo Sostenible de los proyectos MDL: Resolución 453/ 2004

Comité de Dirección – Mitigación Cambio Climático: Resolución 454/2004

Entidad promocional para proyectos MDL: Grupo Mitigación Cambio Climático

2.3.7.4 Soporte institucional Grupo mitigación cambio climático

Mayo 2002. Designación Ministerio del Medio Ambiente como Autoridad Nacional para el MDL.

Junio 2002. Conformación del grupo de trabajo.

Agosto 2002. Lanzamiento Oficina Colombiana para la Mitigación del Cambio Climático.

2.3.8 Tipos de Proyectos MDL Entre los sectores que se han identificado como potenciales para optar al MDL en el campo de generación eléctrica se encuentran los siguientes:


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Sector minero energético:

Fuentes renovables

Sustitución de combustibles

Mejoras tecnológicas en el parque térmico de generación

Eficiencia energética

Evitar la fuga del metano en: a) Minas y pozos y b) Transporte de gas.

Sector industrial:

Usos eficientes de la energía

Sustitución de combustibles

Cogeneración.

De los tipos de proyectos anteriormente nombrados se consideran aplicables al caso de expansión del parque energético colombiano por medio de generación térmica con carbón, los de Mejoras tecnológicas en el parque térmico de generación por medio del mejoramiento de la eficiencia ya que la cantidad de emisiones de un proyecto determinado es directamente proporcional a su eficiencia.

Tabla 2-21 Clases de proyectos - Decisión 17 CP732

ESCALA

COMPLETA PEQUEÑA ESCALA

Producción de energía Lo que no sea pequeña escala

Capacidad < 15 Mw Eficiencia energética Ahorro < 15 Gwh

Otros Emisiones Proyecto < 15 Kton/año

2.3.9 Oportunidad para Colombia El país goza de gran potencial frente al mercado internacional de CRE. En condiciones óptimas de información, riesgo y contando con instituciones efectivas a nivel internacional y nacional, la economía Colombiana podría reducir competitivamente hasta 22.9 millones anuales de toneladas de CO2

33, generando divisas similares a los del sector exportador de banano y flores. La inversión internacional podría transferir tecnología moderna de producción más limpia y el know - how necesario para incrementar productividad y calidad en los sectores involucrados.

Colombia puede percibir beneficios al convertir procesos industriales y energéticos a tecnologías más eficientes y limpias para reducir CO2. La reconversión de calderas industriales y de producción de electricidad, reduciría las emisiones de material particulado, dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno que hoy causan problemas severos de contaminación, smog y salud pública en las ciudades Colombianas.

32 Fuente: Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial. Cambio Climático. Oportunidades en el MDL. Bogotá, 23 de Octubre de 2006 33 MAVDT. Oportunidades de negocio de energías renovables en el MDL en Colombia. Madrid 2007


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61

2.3.9.1 Desventajas Existen factores tanto en el ámbito internacional como el nacional, los cuales restringen severamente la capacidad del país de alcanzar su potencial en este mercado. Como los demás países en desarrollo, Colombia está sujeta a varios factores que limitarán la ejecución de gran parte de su potencial MDL. Solo en la medida en que los países en vía de desarrollo puedan atender estas restricciones con efectividad, podrán empezar a realizar una exportación significativa de CRE y los beneficios colaterales potenciales a este proceso.

En el ámbito internacional, varios factores afectan el modelo y el nivel de participación de Colombia. Por ejemplo:

• India y China insisten en un modelo rígido de inversión bilateral en el cual Colombia está sujeta a que inversionistas la escojan para su inversión extranjera. Esto impone altos costos de búsqueda, negociación, contratación, y administración de proyectos. Dado los riesgos percibidos de invertir en Colombia, este modelo bilateral pone al país en clara desventaja.

• La decisión de dónde invertir los recursos para la reducción de emisiones esta a la disposición de los emisores individuales. Además del MDL, tienen otras opciones como: reducir en su propia planta, cumplir a través de opciones nacionales, comprar derechos de emisión vía el Comercio Internacional de Emisiones o invertir en proyectos de Implementación Conjunta.

• La “suplementariedad”, que consiste en que países, deben tomar medidas internas para limitar o reducir sus emisiones, antes que tener la posibilidad de lograr esa meta a través de los mecanismos flexibles.

En el ámbito nacional, existen varios factores que pueden restringir el desarrollo del MDL y la obtención de los beneficios potenciales, incluyendo:

- Riesgos: Los riesgos de invertir en Colombia se perciben como altos, siendo un mercado que depende de la inversión extranjera a mediano y largo plazo, la percepción internacional sobre el riesgo de invertir y obrar en Colombia coloca al país en clara desventaja frente a decenas de países como Costa Rica, Chile y Brasil, que compiten por los mismos recursos.

- Información: Escasez de información sobre el programa MDL, el mercado y las reglas de formulación de proyectos. La mayoría de las comunidades, empresas y agricultores que podrían beneficiarse del MDL desconocen su modalidad de operación.

- Los formuladores no pueden diseñar proyectos o negociar con inversionistas sin conocer la dinámica del mercado, especialmente el rango de precios esperados por venta de CRE en el futuro.

- Financiación: Falta de fuentes de financiación para estudios de factibilidad, costos de formulación de proyectos y para ejecución de proyectos.

- Factores Institucionales: en programes similares en otros países, entidades oficiales de aprobación han impuesto altos costos de transacción, aprobación y contratación. Estos costos reducen aun más el ingreso neto al productor rural o


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industrial que invierte en el MDL y crean costos adicionales para inversionistas internacionales.

2.3.9.2 Avances logrados en Colombia

2.3.9.2.1 Casos Exitosos en Colombia Parque Eólico Jepirachi. Uribia, Guajira. 19.5 MW. Contrato de compra de las

CRE por USD 3.2 M con el PCF

Hidroeléctrica Río Amoyá (filo de agua). Chaparral, Tolima. 78 MW. Contrato de compra de las CRE por USD 21.2 M con el gobierno holandés.

Pequeña Central Hidráulica Santa Ana (filo de agua) Bogotá, 13.43 MW

Hidroeléctrica Agua Fresca. Jericó, Antioquia. 7.4 MW. Contrato de compra de las CRE en negociación.

Hidroeléctricas Río Bogotá. Cundinamarca. 110 MW. En negociación.

Hidroeléctricas La Vuelta-La Herradura. Antioquia. 31.5 MW. Contrato de compra de las CRE en negociación.

Cogeneración y sustitución de carbón en el Ingenio del Cauca. 1.7 MW. En negociación.

2.3.9.2.2 Uso Racional de la Energía El Uso Racional de la Energía (URE) tiene un campo de acción claro en el MDL, muestra de lo anterior, son las metodologías que para la reducción de emisiones en campo URE están aprobadas por la JE para el MDL.

La Eficiencia Energética (EE) y las Energías Renovables (ER), finalizan no sólo en ahorros energéticos y mejoras en los procesos productivos, además bien encaminadas representan un beneficio ambiental que resulta en la disminución de emisiones originada en la utilización de combustibles más limpios, disminución en el consumo de energía y uso de calor residual entre otras.

Existen herramientas como la desarrollada por el Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente. (UNEP por sus siglas en ingles), que valora la eficiencia energética de manera simultánea con la reducción de emisiones

2.3.9.3 Importancia de Proyectos de EE y ER para Colombia a. La Eficiencia Energética y el desarrollo de Energías Renovables garantiza

la atención de la demanda futura de energía.

b. Sólo cuando hablamos de EE y ER podemos hablar de crecimiento sostenible de la demanda de energía.

c. El MDL en ER representa un incentivo para brindar soluciones energéticas, en zonas no interconectadas con los Sistemas Nacionales.


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d. Las ER son además indispensables en el futuro de los Sistemas Interconectados Nacionales.

e. La EE permite y garantiza la transferencia de tecnología para actualizar los procesos productivos en países en crecimiento.

f. Impulso a economías intensivas en consumo de energía, pero de subsistencia, aquí toma importancia el Desarrollo Sostenible.

g. En proyectos de EE (Tamaño Vs Desarrollo Sostenible)

2.3.9.4 Potencial de Reducción de Emisiones de GEI y MDL Según información consultada en la página web:

http://cdm.unfccc.int/Statistics/Registration/NumOfRegisteredProjByHostPartiesPieChart.html) hasta 7 de diciembre de 2007 habían registrados 864 proyectos a nivel mundial ante la Junta Directiva de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático (UNFCCC).

La Tabla 2-22 muestra los países con el número de proyectos MDL registrados:

Tabla 2-22 Relación Países, proyectos MDL registrados y Reducciones Certificadas de Emisiones (tons CO2 eq.) Esperadas por año. (7 de diciembre 2007)

País # Proyectos RCE

País #

Proyectos RCE País # Proyectos RCE

Argentina 10 3,851,143 Fiji 1 24,928 Panamá 5 118,702

Armenia 3 200,998 Georgia 1 72,700Papua N.G 1 278,904

Bangladesh 2 169,259 Guatemala 5 279,694 Perú 8 869,032Bután 1 524,000 Honduras 12 229,032 Filipinas 14 359,718Bolivia 2 224,371 India 296 28,020,608 Qatar 1 2,499,649

Brasil 113 17,413,991 Indonesia 11 2,029,430Corea del sur 16 14,352,204

Camboya 1 51,620 Israel 7 493,638 Moldavia 3 47,343Chile 21 3,949,929 Jamaica 1 52,540 Sudáfrica 12 2,259,864China 137 89,442,323 Laos 1 3,338 Sri Lanka 4 109,619Colombia 6 414,205 Malasia 21 2,029,199 Tailandia 5 638,686Costa Rica 5 251,600 México 98 6,634,124 Túnez 2 687,573Cuba 1 342,235 Mongolia 3 71,904 Uganda 1 36,210Chipre 2 72,552 Marruecos 3 223,313 Tanzania 1 202,271

R.Dominicana 1 123,916 Nepal 2 93,883 Uruguay 1 9,787Ecuador 9 435,088 Nicaragua 3 456,57 Viet Nam 2 681,306Egipto 3 1,685,393 Nigeria 1 1,496,934 El Salvador 4 431,303 Pakistan 1 1,050,000

En la Figura 2-17 se presenta la localización geográfica de los principales proyectos MDL que están en proceso de desarrollo en Colombia:


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Figura 2-17 Ubicación de los proyectos que se encuentran en formulación34.

Colombia como oferente de proyectos de reducción de emisiones y Aprobación Nacional de proyectos MDL tiene:

• Portafolio sólido, y en crecimiento (aprox. 100 proyectos).

• Varios proyectos en proceso de Aprobación Nacional.

• 9 Proyectos con Aprobación Nacional, 6 de Generación de Energía, 1 Sustitución por Gas Natural, 1 de Transporte Masivo y 1 en Industria de N2O.

Los servicios públicos tienen una gran potencialidad dentro del Mecanismo de Desarrollo Limpio y del Portafolio Colombiano.

• 26 Proyectos de generación de energía.

• 17 Proyectos en rellenos sanitarios y PTAR’s.

• Proyectos en Sistemas de Transporte Masivo.

Existencia de incentivos para el desarrollo de proyectos de reducción de emisiones de GEI en Colombia.

34 Fuente: MAVDT. Oportunidades de negocio para las energías renovables en el MDL en Colombia. Madrid, Marzo de 2007


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2.3.9.5 Desarrollo y Potencial del Mercado Los principales demandantes de carbono son Estados Unidos, Europa y Japón. La demanda efectiva depende de la capacidad de reglamentación de medidas internas de reducción de emisiones de GEI de cada país y que dicha reglamentación incluya la utilización de los mecanismos de flexibilidad. Los principales oferentes del mercado son China, India y la Antigua Unión Soviética. Potencialmente, estos países pueden abarcar hasta un 80% del mercado; sin embargo es previsible que este potencial no sea alcanzado debido a los altos costos de transacción y restricciones de información en esos países.

Expertos internacionales estimaron tres escenarios de desarrollo del mercado, generando 3 niveles de precios correspondientes: 19 USD/Ton CO2 para el escenario alto, 9.8 USD/Ton CO2 para el escenario medio y 3 USD/Ton CO2 para el escenario bajo.35

En 2005 los proyectos potencialmente elegibles para obtener CER ahorraban 400 millones de toneladas métricas de CO2, en 2006 ahorraron 563 toneladas métricas de CO2, le dijo a Dinero Ingunn Storrø, analista de la firma noruega Point Carbon, la más reputada en evaluación de este mercado.36

Los precios de los CER en la actualidad fluctúan entre 5 y 13 euros por tonelada (para Colombia el precio promedio es de 13 USD/Ton CO2).37

Algunos analistas como Thomas Black, esperan que el precio de los certificados aumente en el año 2008, cuando las empresas europeas tengan que empezar a demostrar la reducción de sus emisiones. Otros aseguran que el mercado ya descontó ese hecho y está incorporado en los precios de hoy. No obstante, todos coinciden en que los precios subirán si, como es probable, Estados Unidos, China y el sector de aviación comienzan a demandar certificados.38

A continuación se da a conocer unas acciones que están realizando algunos países del Anexo I (en desarrollo):

• En el Japón, Tokyo Power and Light está invirtiendo en proyectos forestales en el Asia para compensar las emisiones de CO2 que emiten por su quema de carbón.

• En Londres, la empresa multinacional Arthur Andersen consolidó un nuevo fondo de inversión para proyectos de reducción de emisiones y el comercio internacional de derechos de emisión.

• En Australia, se estableció el Sydney Carbón Trading Exchange, una bolsa de comercio internacional de derechos de emisión.

• El Fondo Prototipo de Carbono en el Banco Mundial colocará 150 millones de dólares en proyectos MDL en países en vía de desarrollo.

35 Estudio de Estrategia Nacional para la implantación del MDL en Colombia. Abril del 2000.MAVDT y otros. 36 http://www.dinero.com/wf_InfoArticulo.aspx?idArt=33801 37 Fuente: Según dato suministrado por la oficina de cambio climático del MAVDT, en reunión del día 7 de enero de 2008 38 http://www.dinero.com/wf_InfoArticulo.aspx?idArt=33801


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• Desde el 2005, la Unión Europea busca establecer reducciones de GEI vía un sistema de comercio emisiones

• Países como Inglaterra, Australia, Francia, Dinamarca, Suiza y Noruega están preparando o han implementando Tasas Retributivas por Contaminación de CO2 o Sistemas Nacionales de Derechos Comerciables de Emisión para empezar a reducirlo.

• El gobierno de EEUU prepara un gran programa nacional para la adopción de fuentes renovables de energía con el mismo propósito.

En el “Estudio de estrategia nacional para la implementación del MDL en Colombia” Santafé de Bogotá, abril 2000, se presentan las opciones de reducción de emisiones para cada sector en Colombia y estima sus costos por tonelada de GEI reducida, permitiendo la construcción de curvas de costos marginales de reducción de emisión a nivel de sector y agregados para la economía nacional. La comparación de los precios del mercado de CRE estimados con los costos nacionales de reducción de GEI permitió estimar el nivel de competitividad económico que Colombia tiene por tipo de proyecto, por sector económico y para la economía en general.

Se concluye del estudio realizado, que el sector de generación eléctrica del país es altamente competitivo ante el mercado de CRE. Las alternativas analizadas muestran un potencial de reducir 84 millones de toneladas de CO2 a largo plazo, con costos inferiores a 15 dólares por tonelada reducida. El sistema de generación funciona como una red de tal forma que al modificar los datos de una planta afectan a todo el sistema. Por esta razón trabajaron las alternativas con un software de simulación que pudiera compilar los efectos sucedidos en forma micro en plantas específicas y sus implicaciones frente a todo el sistema. El sector termoeléctrico colombiano presenta un gran potencial de aplicación al Mecanismo de Desarrollo Limpio de Kyoto, ya que posee un promedio de eficiencia energética en plantas termoeléctricas de alrededor del 23% mientras que nuevas tecnologías para este tipo de generación arrojan valores de eficiencia de hasta del 50%.

Entre el 3 y el 14 de diciembre del año 2007 se realizó en Bali (Indonesia) la Cumbre de la ONU sobre cambio climático, buscando una alternativa al Protocolo de Kyoto que expira en el año 2012 estableciendo metas de reducción de gases de efecto invernadero para los países industrializados así como objetivos más modestos para las naciones en desarrollo, la propuesta de la UE quería establecer una meta de recortes de emisiones de al menos el 25% antes del 2020, a lo que se opusieron EEUU, Canadá y Japón. Debido a lo anterior se resolvió que el texto evitará mencionar objetivos concretos de reducción de gases de efecto invernadero, los causantes del calentamiento. Los países europeos aceptaron con resignación el acuerdo.

La hoja de ruta acordada en Bali propone una reunión de continuación en Copenhague a finales del año 2009 y establece tres puntos clave de coincidencia:

• En primer lugar se transferirá tecnología verde a los países en vía de desarrollo

• Por otro lado se les ayudará a adaptarse para resistir los embates de la naturaleza que ya no pueden evitarse


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• Y en tercer lugar se recompensará con dinero a aquellos países que protejan sus selvas y bosques que es la forma menos costosa de control de CO2.39

2.3.10 Mercado del Carbono A continuación se presentan los aspectos más relevantes del mercado mundial del carbono (reducción de emisiones de CO2) generado en el marco de desarrollo sostenible para proyectos MDL según el Protocolo de Kyoto y en vía de actualización por la cumbre de la ONU sobre cambio climático en Bali.

2.3.10.1 Estructura General del Mercado 1. Surge en los mecanismos de flexibilidad y la necesidad de reducciones de los

países Anexo I.

2. Mercados Regulados

• Protocolo de Kyoto

• Sistema de Comercio de Emisiones de la Unión Europea

3. Mercados regionales Kyoto: Canadá, Europa, Japón, Rusia.

4. Mercados regionales No Kyoto: USA

5. Mercados Voluntarios

6. Tipos de mecanismos:

• Mecanismos de flexibilidad basado en cuotas: Comercio Emisiones, UE - ETS

• Mecanismos de flexibilidad basados en proyectos: MDL, Implementación Conjunta

Tabla 2-23 Unidades de Mercado40

INSTRUMENTO UNIDAD DENOMINACION

Comercio de Emisiones Derecho de emisión (PK) Derechos Transables (EU)

Tn CO2 eq AAU (PK) EAU(EU)

Implementación Conjunta Tn CO2 eq ERUS

Mecanismos de Desarrollo Limpio Tn CO2 eq CER

Mercado Voluntario Tn CO2 eq ER, VER

La Figura 2-18 permite visualizar el esquema del mercado de los CER en el cual existe un comprador que no ha cumplido su cuota de reducción y un país huésped de un proyecto MDL quien ofrece sus CER a precios del mercado.

39 BBC Mundo ciencia y Tecnologías ( 15-12/2007) 40 Fuente: Comprendiendo los segmentos del mercado de carbono. Foro Latinoamericano del Carbono. Lima, Septiembre 5 - 7 de 2007


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Figura 2-18 Esquema de venta de bonos

Las reducciones de emisiones basadas en proyectos, deben de ser calculadas y verificadas. Solo después pueden ser comercializadas como créditos de carbono en el mercado. La Figura 2-19 representa el margen de crédito de carbono como la diferencia entre las emisiones de GEI para las situaciones con y sin proyecto.

Figura 2-19 Esquema de Crédito de Carbono

2.3.10.2 Beneficios del Mercado de Carbono Como se muestra en la Figura 2-20 un proyecto de MDL representa los siguientes beneficios para el país huésped:

• Beneficios para el proyecto:

• Un ingreso adicional que incrementa la rentabilidad del proyecto a un costo limitado (por ej. Incremento de TIR de 1%)

• Diversificación de ingresos

• Ingresos en Euros o USD


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Figura 2-20 Esquema de beneficios del mercado de carbón

2.3.10.3 Tipos de compradores41 - Gobiernos: Bélgica, Países Bajos, Dinamarca Austria, Finlandia. - Fondos Comerciales: European Carbon Fund, Climate Change Capital,

Natsource, GGCAP, Ecosecurities, Carbon Capital Market. - Multinacionales/ Empresas Importantes Nuon, Endesa, Mitsui, Shell, Tokio,

Electric Power. - Fondos Públicos- Privados: KfW Carbon Fund, Japanese Carbon,Fund. - Fondos de Instituciones Multilaterales: World Bank Carbon Funds CAF

Desde el 2003 existe en América del Norte una institución financiera: Chicago Climate Exchange (CCX), el primer mercado global para la integración voluntaria de reducción de las emisiones jurídicamente vinculantes con el comercio de emisiones y compensaciones para los seis gases de efecto invernadero.

2.3.10.4 Mercado del carbono en América Latina

• América Latina es campeona en el mercado de carbono: negocia ya unos 210,6 millones de dólares en el marco del Protocolo de Kyoto, cuya entrada en vigor en febrero de 2005 reanimó el combate contra el Calentamiento global.

• Brasil es el mayor potencial exportador de créditos de carbono, seguido por Colombia, Panamá, Costa Rica y Perú, según un estudio de la Comisión Económica para América Latina. El informe registró en marzo al menos 46 proyectos MDL en la región.

• Pero entraron más al proceso de inscripción durante los últimos meses, los cuales podrían reducir unos 55 millones de toneladas equivalentes de dióxido de carbono (CO2), el principal GEI, derivado de la quema de combustibles fósiles.

41 Fuente: Climate Focus

El Proyecto

Flujo adicional por

bonos

Valor agregado Costo de capital

Costo de operación

$/ Bono de carbono$ ( e.g./ MWh)


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• Empresas europeas como V&M son las más entusiastas. Las españolas Endesa, Unión Fenosa e Iberdrola anunciaron inversiones por 850 millones de dólares en proyectos MDL en América Latina.42

2.3.10.5 Estrategia para la adquisición de bonos de carbono (CER) Con el fin de conocer y aprovechar las experiencias que han desarrollado en otros países, a continuación se presenta una breve descripción de algunos casos encontrados.

2.3.10.5.1 Chile La Organización Japonesa para el Fomento del Comercio Exterior (JETRO), quienes apoyan el desarrollo de los lazos comerciales y económicos de Japón con el exterior. Establecieron en 1963 JETRO en Santiago de Chile con el fin de profundizar los lazos comerciales entre Chile y Japón.

A continuación se muestra un esquema de fortalecimiento de apoyos del Comité Chileno-Japonés pro MDL, para el fomento de transacciones de los bonos de carbono

Figura 2-21 Esquema de apoyos del Comité Chileno-Japonés pro MDL43

En la Figura 2-22 se presentan los esquemas desarrollados en Chile en el marco del convenio chileno - japonés Jetro para la adquisición de bonos de carbono:

42 La capacidad neta de generación es definida como la capacidad bruta menos el consumo de los auxiliares de la planta 43 Fuente: Presentación de Atsushi Okubo. Apoyos de JETRO para el desarrollo de MDL. Santiago 2005

Coordinación Coordinación Coordinación

Coordinación

Embajada del Japón en Chile

Comité Chileno Japones pro NED

JICA en Chile

Apoyo para las capacitaciones de profesionales y ejecutivos

JBIC Buenos Aires Disposición del instrumento de financiación JFC

Envío de expertos y ejecutivos del área de MDL

Organización de seminarios en

Difusión de los proyectos de MDL

Construcción de un sitio web integrado

Difusión de informes de los seminarios

JETRO Santiago

Exploración de proyectos potenciales de MDL y gestiones de encuentros entre


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Minería de Cobre

Bonos de Carbono

Comprador MINCO

Asegurar el derecho de compra de cobres, de acuerdo con la participación a la propiedad

Proyectos Comprador

Invertir en proyectos y asumir sus riesgos

Invertir en proyectos y asumir sus riesgos

Asegurar el derecho de compra de bonos de carbono, de acuerdo con la participación a la propiedad

Figura 2-22 Esquema de la estrategia para la adquisición de bonos de carbono44

El sistema ofrece incentivos económicos para que empresas privadas contribuyan a la mejora de la calidad ambiental y se consiga regular la contaminación generada por sus procesos productivos, considerando el derecho a contaminar como un bien canjeable y con un precio establecido en el mercado. La transacción de los bonos de carbono —un bono de carbono representa el derecho a contaminar emitiendo una tonelada de dióxido de carbono— permite mitigar la generación de gases contaminantes, beneficiando a las empresas que no contaminan o disminuyen la contaminación y haciendo pagar a las que contaminan más de lo permitido.

2.3.10.5.2 Oportunidades en Alemania Protocolo de Kyoto firmado por la Unión Europea (UE) y Alemania en mayo de 2002.

Compromiso de reducción de emisiones de la UE: - 8%.

La Tabla 2-24 resume los compromisos de reducción de emisiones de la UE a partir de datos de la Burden-Sharing de la Unión Europea:

Tabla 2-24 Compromisos de reducción de la Unión Europea

País %Alemania -21.0 %Austria -13.0 %Bélgica - 7.5 %Dinamarca -21.0 %Italia - 6.5 %Luxemburgo -28.0 %Países Bajos - 6.0 %

44 Fuente: Presentación de Atsushi Okubo. Apoyos de JETRO para el desarrollo de MDL. Santiago 2005


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País %Reino Unido -12.5 %España +15.0 %Finlandia +/- 0.0 %Francia +/- 0.0 %Grecia +25.0 %Irlanda +13.0 %Portugal +27.0 %Suecia +4.0%

En particular el país de más compromiso de reducción de emisiones a nivel de la UE es Alemania, cuyo record de reducción de emisiones se presenta en la Tabla 2-25. Pero adicionalmente tiene un ambicioso plan del gobierno para el 2020: Reducción por un 40% comparado con el valor base de 1990 (siempre que los miembros de la UE acuerden una reducción de un 30% hasta el 2020).

Tabla 2-25 Compromiso de reducción de Alemania

Compromiso de Reducción Hasta 2012

Reducción lograda 2001



-21% - 18.3% - 18.2% - 19%

2.3.10.5.2.1 Potencial para venta proyectos MDL en Alemania 1) Suben los precios para los derechos de emisión

2) Costos de reducción de emisiones son más bajos en países en vías de desarrollo

3) Inversión alemana en proyectos MDL ofrece oportunidad de exportar su Know-how

4) El 12% de la reducción de emisiones puede realizarse mediante CERs de proyectos MDL en países como Chile

2.3.10.5.2.2 Compradores de proyectos MDL en Alemania 1) Bancos; Compra de CER para venta en el mercado Europeo de emisiones

p.e. Dresdner Bank, Allianz Group, 3C Consulting GmbH

2) Empresas grandes del sector Energía. Participación en mercado MDL por razones estratégicas (soluciones energéticas del futuro) o cumplimiento de compromisos de reducción o para comercializar en el mercado europeo de emisiones. p.e: RWE, E.ON, Vattenfall, etc.

3) Fondo: KfW Carbon Fund Solución para Pymes alemanas que no tienen los recursos necesarios para el exigente mercado MDL. KfW Carbon Fund Fondo del Banco alemán para la reconstrucción.


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3 TECNOLOGÍAS LIMPIAS DE GENERACIÓN A CARBÓN

Para la generación de electricidad mediante tecnologías de generación limpia, utilizando el carbón como combustible, éstas se pueden agrupar en tres grupos, a saber:

• Carbón Pulverizado, en la cual el carbón se reduce, mediante molinos pulverizadores, a una granulometría como de talco y se quema directamente en el hogar de las calderas, liberando su energía, la cual se transmite por radiación y convección al agua y el vapor que se desplazan al interior de los tubos de la caldera.

• Combustión en Lecho Fluidizado, en la cual el carbón triturado forma un lecho con material inerte y caliza o dolomita, y una corriente de aire lo mantiene en suspensión o circulación dentro de una cámara, donde se comporta como un fluido.

• Gasificación del carbón, en la cual el carbón dentro de un reactor a presión y en presencia de aire u oxigeno en cantidad controlada y vapor de agua, se transforma en un gas llamado de síntesis, el cual puede ser combustible para turbinas de combustión, o se puede transformar, mediante tratamiento químico apropiado, en otros combustibles gaseosos y/o líquidos.

El siguiente es un listado de las tecnologías limpias con base en carbón para producción de electricidad que se encuentran en fase comercial o de demostración a nivel internacional:

Tabla 3-1 Tecnologías Limpias de Generación con base en carbón

TECNOLOGIA PROCESO ID

Carbón Pulverizado

Proceso Subcrítico PC Proceso Supercrítico SCPC Proceso Ultra Supercrítico USCPC Ciclo combinado de gas natural y carbón pulverizado PC-NGCC

Combustión en Lecho Fluidizado

Lecho Fluidizado a Presión Atmosférica (AFBC)

Circulante ACFBC Burbujeante ABFBC

Lecho Fluidizado Presurizado (PFBC) Circulante PCFBC Burbujeante PBFBC

Gasificación del Carbón para Ciclos Combinados

Ciclo Combinado con Gasificación Integrada del carbón IGCC Ciclo Combinado con Lecho Fluidizado a presión PFBC Ciclo Combinado a carbón tipo Topping

El esquema de la Figura 3-1 a continuación, muestra la relación entre las diferentes tecnologías.


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Figura 3-1 Tecnologías de Generación con base en Carbón

A continuación se presenta un análisis para cada una de las tecnologías el cual se integra con los siguientes temas:

1. Descripción de la Tecnología 2. Rangos de Desempeño

a. Eficiencia b. Disponibilidad c. Vida Útil

3. Características de la oferta de equipos a. Madurez b. Proveedores c. Costos en Colombia

4. Tiempos de construcción 5. Aplicabilidad de la Tecnología en Colombia 6. Integración de la Tecnología en Colombia 7. Análisis Cualitativo de Proyectos Instalados a nivel mundial

Es conveniente tener en cuenta que:

Al interior de cada tecnología se encuentra una variación amplia de eficiencia debido, entre otros, a los siguientes aspectos:

1. Diseño de la caldera. La temperatura de salida de gases es la que incide con mayor impacto en la eficiencia de la caldera, cuanto mayor la temperatura menor la eficiencia. Por tanto el diseño de las superficies de transferencia de calor, como supercalentadores, recalentadores, economizador y calentador de aire, tiene una incidencia importante en el valor final de la eficiencia del ciclo.


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2. Consumo de Energía de los equipos auxiliares. Existen diseños y modelos de equipos auxiliares, como pulverizadores, motores de bombas de alimentación, de compresores, etc., que son más eficientes que otros, que consumen menos energía eléctrica para un mismo trabajo que otros, lo cual incide en el valor final de la eficiencia del ciclo.

3. Diseño de la turbina de vapor. Se tienen turbinas de vapor con diseños y construcción que son más eficientes que otras, trabajando bajo las mismas condiciones del vapor.

4. Una vez en operación una central a carbón, su eficiencia dependerá de la calidad de la gestión de la central.

3.1 TECNOLOGÍAS LIMPIAS DE CARBÓN PULVERIZADO

La mayor parte de las centrales a carbón instaladas en el mundo, incluyendo las radicadas en Colombia, pertenecen a esta tecnología de carbón pulverizado, por lo cual se tiene plena certeza de la confiabilidad de ella, y se dispone de un gran cúmulo de experiencia e información para su análisis.

Dependiendo de la temperatura y presión del vapor que producen las calderas en esta tecnología, el proceso de producción de vapor se denomina subcrítico, supercrítico o ultra supercrítico.

La siguiente tabla ilustra como el avanzar desde las centrales sub críticas hacia las unidades súper y ultra súper críticas, conduce a eficiencias térmicas superiores y menores impactos ambientales, por lo cual los países industrializados han favorecido la investigación sobre metalurgia, dinámica de fluidos, software de diseño de turbinas y otros temas, para llegar a la construcción de centrales supercríticas en ruta hacia las ultra supercríticas.

Tabla 3-2 Eficiencias e impactos ambientales de unidades PC

TIPO DE PLANTA PRESIÓN VAPOR (bar)

TEMPERATURA VAPOR (ºC)

EFICIENCIA (%)

CO2 (gr/kWh)

SO2(gr/kWh)

SUBCRITICA 165 538/538 < 40 855 2.4

SUPERCRÍTICA 290 580/580/580 > 42 780 2.2

ULTRASUPERCRITICA 365 700/700/700 > 48 710 2

Los parámetros del vapor vivo sirven para establecer los límites convencionales para denominar las centrales, el World Coal Institute los define como:

• Subcrítica: con temperatura hasta 538 grados centígrados, presión hasta 167 bar;

• Supercrítica: con temperaturas en el rango 540 hasta 566 grados centígrados, presión mayor de 240 bar;

• Ultra Supercrítica: con temperaturas en el rango 580-620 grados centígrados, presión en el rango 270-285 bares;


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El plan de desarrollo de las plantas ultra súper críticas europeo, coloca como meta alcanzar la temperatura de 700 grados centígrados. El programa correspondiente de Estados Unidos sube esta cifra a 732 grados centígrados.

De otra parte, en esta familia de tecnologías también se acostumbra agrupar aquella que es de ciclo combinado, quemando gas en una turbina de combustión y carbón pulverizado en el generador de vapor.

El esquema general que aplica para la tecnología de Carbón Pulverizado se aprecia en la Figura 3-2.

Figura 3-2 Carbón Pulverizado - Esquema del Proceso

3.1.1 Carbón Pulverizado Subcrítico Es la tecnología de carbón pulverizado instalada en la gran mayoría de las centrales térmicas a carbón a nivel mundial, así como en distintas centrales del sistema eléctrico colombiano. El carbón que se utiliza en las calderas es normalmente el bituminoso, aunque hay diseños especiales para quemar otros tipos de carbón.

En las calderas de esta tecnología el agua entra a través del tambor superior a las llamadas paredes de agua que conforman el hogar, y allí se transforma parcialmente en vapor al absorber la energía que por radiación libera la combustión del carbón, el vapor se separa del agua en el mencionado tambor, y de allí pasa a los tubos de recalentamiento donde absorbe más energía, esta vez por convección, para dirigirse luego a la turbina de


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vapor, la cual impulsa al rotor del generador para producir la energía eléctrica que se transmite a los usuarios.

3.1.1.1 Descripción de la Tecnología Esta tecnología es la más antigua en el uso del carbón para la generación de energía eléctrica, con sesenta años aproximadamente de constituir la columna vertebral de la generación de vapor a nivel mundial y se puede describir por sus principales componentes, así:

• Manejo y pulverización de carbón • Caldera • Circuito de Cenizas

3.1.1.1.1 Manejo y pulverización de carbón La central debe disponer de un sistema de recepción, apilamiento y reclamo de carbón que permita la homogenización de la calidad, minimice la posibilidad de recalentamiento y garantice la alimentación adecuada de combustible a las calderas, en términos de un reducido impacto ambiental.

Un equipo apilador reclamador que maneje el carbón en la central en patios es una pieza fundamental para la central.

El apilador/reclamador o su equivalente envía el carbón desde el patio de almacenamiento a un triturador que reduce su tamaño a 50mm X 0 y se transporta por bandas hasta las tolvas de alimentación de carbón de los pulverizadores.

El equipo de regulación de alimentación de carbón a pulverizadores esta comandado por el control automático de la central y entrega la cantidad de carbón apropiada de acuerdo a la demanda de vapor de la caldera para las condiciones operativas.

El carbón cae al interior del pulverizador y allí el aire primario caliente lo seca y hace recircular hasta que el 70% del carbón esta reducido a un tamaño de máximo 75 micras, y escapa del pulverizador hacia los quemadores.

Al ingresar al hogar de la caldera el carbón entra en ignición y transmite su energía, por radiación a las paredes de agua y por convección a los bancos de supercalentadores, recalentadores y economizador.

3.1.1.1.2 Caldera Debido al tipo de proceso termodinámico del ciclo agua-vapor, en las calderas se utilizan tubos de aleaciones tales que permiten que la temperatura final del vapor sea de hasta 540 grados centígrados, y la presión del vapor hasta de 200 bares.

El diseño de caldera es relativamente flexible para quemar distintos tipos de carbón de un mismo rango, pero es de poca flexibilidad para quemar carbones de distinto rango. Un diseño de caldera para quemar carbones bituminosos no funcionaria apropiadamente para quemar alternativamente antracitas o lignitos. Una vez que se decide el tipo de carbón que va a alimentar a la caldera, se fijan en el diseño de ésta las dimensiones del hogar, altura y área, así como las aéreas y diseños de los sobrecalentadores y


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recalentadores, por lo cual el cambio del tipo de carbón afecta la producción de vapor y los parámetros físicos de este.

Los quemadores de carbón de diseño convencional instalados en las centrales de Colombia hasta ahora, queman el carbón a la más alta temperatura asociada a este proceso de combustión, y generan por tanto el máximo de gases NOx, pues la producción de estos gases es proporcional a la temperatura de combustión, a la vez que el azufre del carbón se convierte en gases SO2.

Para reducir las emisiones de NOx en calderas de esta tecnología, se requiere al menos la instalación en ellas de quemadores de carbón denominados de bajo NOx, por medio de los cuales la adición del aire al flujo de carbón en el hogar de la caldera se hace por etapas, con lo cual se logra que la combustión sea progresiva, alcanzando una temperatura más baja que con los quemadores convencionales.

Se puede también diseñar e instalar en las calderas un sistema de recirculación de los gases de combustión o un sistema de requemado. Esta última tecnología consiste en quemar del 10% al 20% del combustible en una segunda zona de combustión localizada aguas abajo de la zona principal de combustión. Esta segunda zona se opera con deficiencia de oxigeno, de tal manera que el gas NO generado en la zona principal se transforma en N2 en la segunda. La combinación de funcionamiento de los quemadores de bajo NOx y el sistema de requemado permite reducir las emisiones de NOx hasta en un 90%.

Para efectos de satisfacer las normas ambientales que eventualmente afecten a una central, las calderas de carbón pulverizado se pueden complementar con tecnologías de control de contaminación en la postcombustión, desde su diseño y construcción o actualizando las ya operativas.

Para control de emisiones de SOx existen diversas tecnologías de control en la postcombustión, tales como la inyección de absorbentes del azufre en los ductos de gases de combustión y, en otra categoría, la instalación de lavadores de gases (FGD) que operan según su método de diseño, en húmedo o en seco.

Se dispone también de las tecnologías de control de contaminación por medio de la reducción selectiva no catalítica (SNCR) y la reducción selectiva catalítica (SCR).

• Circuitos de agua y vapor El vapor, ahora de baja presión luego de expandirse en la turbina, se convierte en líquido en el condensador y se acumula en el denominado pozo caliente, de donde lo bombean las bombas denominadas de condensado a través de intercambiadores de calor, que reciben vapor extraído de la turbina a diferentes presiones y temperaturas, hasta llegar a través de un desaireador al tanque de alimentación de la caldera.

En el desaireador, el condensado pasa sobre un tendido de laminas perforadas en contra flujo con una corriente de vapor, con lo cual se elimina el oxigeno que pueda contener el condensado, para protección de la tubería de caldera.

Las bombas denominadas de alimentación bombean el condensado a través de otros calentadores de agua, con vapor de más alta presión que los ya mencionados, en total suelen ser cinco en las calderas subcríticas, y entonces entra al denominado


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economizador, que es un banco de tubería que recibe la energía de los gases de combustión que están de salida de la caldera, antes del calentador de aire.

Posteriormente el condensado ingresa al tambor de la caldera, el cual es un tubo de gran diámetro en el cual se separan el agua y el vapor saturado que proviene de las paredes de la caldera.

El agua de la caldera baja por el exterior de la caldera, hasta la parte inferior de las paredes de agua de la caldera, las que contienen el hogar de la caldera, por una tubería dispuesta para tal fin, y el peso de la columna de agua, superior al de la columna de agua y vapor en las paredes de agua, empuja la mezcla de agua y vapor en las paredes de agua de regreso al tambor, en donde se separan, el agua con el condensado de regreso a las paredes de agua, y el vapor hacia los bancos de supercalentadores.

El vapor saturado fluye del tambor a la temperatura de saturación del vapor, e ingresa a los bancos de supercalentadores donde recibe energía de los gases de combustión por convección, y sube su temperatura hasta la denominada de vapor vivo, que es aquella con la cual ingresa a la turbina.

En los diseños de turbogrupo con recalentamiento, el vapor se expande parcialmente en la turbina y entonces regresa a la caldera, a los bancos denominados de recalentamiento, en donde incrementan de nuevo su temperatura, y retornan a la denominada turbina de presión intermedia donde se expande de nuevo hasta la baja presión con que ingresa al condensador, para repetir el ciclo.

• Circuitos de aire y de gases Las calderas están dotadas de uno ventiladores denominados de tiro forzado que toman el aire atmosférico y los conducen por ductos adecuados hasta el calentador de aire de la caldera, donde aumentan su temperatura por intercambio de calor indirecto con los gases de combustión. Del calentador el aire en parte se dirige hacia los quemadores de carbón para participar de la combustión del carbón en la caldera, y otra parte la toman los ventiladores denominados de aire primario, que le suben la presión al aire caliente y lo envían hasta los pulverizadores de carbón, en donde secan y transportan el carbón pulverizado hasta los quemadores de carbón en el hogar.

3.1.1.1.3 Circuitos de cenizas La ceniza atrapada por los Precipitadores electrostáticos, los filtros de talegas o multiciclones mecánicos, se recoge en unas tolvas dispuestas para tal fin, y, por medio de un sistema simple de control de nivel en las tolvas, un sistema neumático arrastra la ceniza, que sale de las tolvas, por medio de tubos venturi que succionan y permiten el arrastre de la ceniza por el aire a presión hasta un silo de almacenamiento, del cual el aire regresa a la atmosfera a través de un filtro de mangas.

3.1.1.1.4 Balance de Energía La Figura 3-3 (adaptada para este estudio) presenta el balance de energía de una planta de Carbón Pulverizado que genera 550 MW utilizando carbón bituminoso Illinois N 6, muestra los flujos energéticos de entrada y salida típicos. Los flujos de entrada, representados en azul corresponden al combustible que cuenta con 5,111 MMBTU/h,


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(Entrada 1) y Caliza ; los flujos de salida están conformados por: los gases de salida 736 MMBTU/h (pérdidas 1); material particulado y cenizas, 2 MM BTU/h (pérdidas 2); pérdidas en el proceso de condensación 2,520 MMBTU/h (pérdidas 3); y la corriente salida de yeso 30 MMBTU/h, (Salida 1), identificadas por el color naranja en la figura, la energía generada en la turbina alcanza los 1,881 MMBTU/h, representada por el color verde. Los requerimientos de energía están en la entrada y acondicionamiento de aire con 58 MMBTU/h45.

ENERGIA GENERADA

ENTRADA 2 1881 MMBTU/h PERDIDAS 1AIRE GASES DE SALIDA

58 MMBTU/h AGUA 736 MMBTU/h

OXIDACION DE AIRE

SCR

ENTRADA 3CALIZA

LODO 0 MMBTU/h

SALIDA 1YESO

YESO 30 MMBTU/h

CENIZA DE FONDO

ENTRADA 1 PERDIDAS 3 PERDIDAS 2

COMBUSTIBLE CONDENSADORMATERIAL

PARTICULADO Y CENIZAS

5111 MMBTU/h 2520 MMBTU/h 2 MMBTU/h

VENTILADORES DE AIRE FORZADO

CHIMENEA

CENIZA VOLANTE

VENTILADORES DE AIRE PRIMARIO

CALDERA CARBON

PULVERIZADO

FILTRO MANGA FGD

Figura 3-3 Balance de Energía Tecnología PC 550 MW de generación

3.1.1.2 Rangos de Desempeño

• La eficiencia térmica del ciclo de generación con esta tecnología en centrales nuevas, se encuentra en el rango de 34% a 39%. En Colombia se han reportado eficiencias del parque térmico a carbón en el rango 20.1% a 31.9%.

• La disponibilidad de planta es del 85%.

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• La vida útil se presenta por los fabricantes como mayor a los 20 años. En Colombia y a nivel internacional se tienen plantas de este tipo de más de 50 años de funcionamiento.

• Unidades disponibles en el rango entre 100 MWe y 600 MWe.

3.1.1.3 Características de la oferta de equipos Los siguientes elementos de juicio permiten percibir las condiciones comerciales con las cuales se encuentra disponible la tecnología de carbón pulverizado subcrítico.

• Madurez

Esta es la tecnología para generación de energía eléctrica con la cual se cuenta mayor experiencia a nivel mundial y en Colombia. La mayoría de las centrales termoeléctricas a nivel mundial ha sido construida en esta tecnología, por lo cual es una tecnología ampliamente desarrollada, lo cual se refleja en su nivel de disponibilidad de más del 85%.

• Proveedores

Algunos proveedores de reconocimiento en el mercado mundial, y en la zona de influencia económica de Colombia, son, al menos: Foster Wheeler Corp., Babcock and Wilcox Corp. ABB/CE, empresas localizadas en los Estados Unidos de América. Del Japón se cuenta con la Mitsubishi Heavy Industries, y de Europa se tiene, entre otras, ALSTOM y ABB.

• Costos en Colombia

Los costos presentados a continuación son los calculados para esta consultoría para la instalación de las unidades generadoras en los sitios de mejor potencial en Colombia, tal como fueron identificados en el estudio “Inventario de proyectos de generación térmica a carbón, Optimización Ambiental, Técnica y Económica” realizado en 1999 por Isagen, Ecocarbon y la UPME.

Las proyecciones del costo de capital para las centrales de carbón pulverizado subcrítico a instalar en Colombia en los sitios determinados como de mejor potencial y, para rangos de potencia instalada 150 MW y 600 MW, se encuentran entre: 2,584 - 1,506 USD/kW

3.1.1.4 Tiempos de Construcción El tiempo correspondiente es de tres años, pero es conveniente confirmar la disponibilidad de los fabricantes para satisfacer los pedidos.

3.1.1.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia La tecnología de carbón pulverizado subcrítico tiene una plena madurez.

La tecnología asociada a la planta es igual a la existente actualmente en Colombia, por lo cual la administración y la ingeniería locales pueden hacer su gestión sin requerir un entrenamiento adicional.


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Para satisfacer eventuales normas ambientales que estén en línea con requerimientos de organismos financieros internacionales, esta tecnología puede complementarse con algunos sistemas de control de contaminación.

La tecnología no tiene mucha flexibilidad para el tipo de carbón a quemar luego de la decisión inicial de diseño, y no podría quemar alternativamente, de manera eficiente, bituminosos y carbones de más alto o bajo rango.

En Colombia se dispone de los tipos de carbón que se puede consumir en esta tecnología.

3.1.1.6 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología satisface los requerimientos de control de impacto ambiental de la legislación colombiana.

La tecnología presenta una madurez avanzada.

3.1.1.7 Análisis cualitativo de proyectos instalados a nivel mundial En esta tecnología existen miles de unidades a nivel mundial, luego de más de sesenta años de construcción e instalación en muchos países industrializados y en desarrollo. Se considera que esta tecnología se encuentra instalada en el 90% de las calderas funcionando en el mundo, y que con ella se genera el 40% de la electricidad mundial.

Esta es una tecnología de madurez extensa, totalmente probada y que construyen y comercializan un número alto de fabricantes.

3.1.2 Carbón Pulverizado Supercrítico Es la tecnología de carbón pulverizado desarrollada desde finales de los años 50 con el fin de incrementar la eficiencia del ciclo de la tecnología subcrítica, que para entonces se encontraba alrededor del 35% y manejaba en las calderas vapor con temperaturas de 500 grados centígrados y presión de 90 bares aproximadamente, por lo tanto esta tecnología es una prolongación de la del carbón pulverizado subcrítico; no se trata de tecnologías diferentes, sino de desarrollos de la inicial, hechos posibles por el avance en la metalurgia y los métodos de diseño. El desarrollo de la investigación en el campo metalúrgico permitió obtener aleaciones de aceros tales que ya en los años 70 en las calderas en ciclo supercrítico la temperatura del vapor era alrededor de 540 grados centígrados y la presión de 240 bares, con un incremento de la eficiencia entre 3% y 7% respecto a las unidades subcríticas de la época. Los desarrollos iniciales de unidades supercríticas en Estados Unidos tuvieron baja disponibilidad porque no se habían desarrollado materiales adecuados a las nuevas temperaturas y presiones.

Se dispone de cierta flexibilidad en el carbón que se quema en las calderas de este tipo, siempre alrededor del rango de carbón de diseño seleccionado para un proyecto especifico.


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3.1.2.1 Descripción de la tecnología En la búsqueda de obtener mejores eficiencias en el uso de los combustibles, se incrementaron las presiones y temperaturas de funcionamiento de las calderas hasta sobrepasar los 221.2 bar de presión, con lo cual se excedió la llamada presión critica del vapor y se ingresó a las presiones supercríticas, condición de la cual surge el nombre de las calderas en esta fase de su evolución.

En las calderas de esta tecnología ya el diseño no contempla la presencia de un tambor para separar el agua del vapor, como en el caso subcrítico, sino que toda el agua se convierte en vapor en las paredes de agua de la caldera, debido a la presión y temperatura final de operación del ciclo termodinámico correspondiente, lo cual conlleva un diseño de tubería especial para la zona de conversión mencionada, tubería maquinada en su interior con un formato en espiral.

El ciclo termodinámico es regenerativo y de recalentamiento, con de 6 a 8 etapas de calentamiento del agua de alimentación, y hasta 2 etapas de recalentamiento del vapor en los diseños más nuevos.

Esta tecnología, debido a los avances en la metalurgia, permite que para las numerosas centrales ya instaladas en los países de la antigua Unión Soviética y la denominada Europa del Este, actualmente más de 230, los valores típicos de presión y temperatura finales del vapor sean de 565 grados centígrados y 234 bares, encontrándose algunas centrales, más avanzadas, con valores correspondientes en 649 grados centígrados y 292 bares de presión.

Para controlar las emisiones de NOx en calderas de esta tecnología, se requiere al menos la instalación de quemadores de carbón de bajo NOx, y, en la parte de postcombustión, se dispone de las tecnologías de control de reducción selectiva no catalítica (SNCR) y reducción selectiva catalítica (SCR).

Se puede también diseñar la caldera con un sistema de recirculación de los gases de combustión o de requemado. Esta última tecnología consiste en quemar del 10% al 20% del combustible en una segunda zona de combustión localizada aguas abajo de la zona principal de combustión. Esta segunda zona se opera con deficiencia de oxigeno, de tal manera que el gas NO generado en la zona principal de combustión se transforma en gas N2 en la segunda. La combinación de funcionamiento de los quemadores de bajo NOx y el sistema de requemado permite reducir las emisiones de NOx hasta en un 90%.

Para el control de las emisiones de SO2 existen diversas tecnologías de postcombustión, tales como la inyección de absorbentes en los ductos de gases y los lavadores de gases (FGD) operando en sistemas húmedo o seco.

3.1.2.1.1 Balance de Energía La Figura 3-4 (adaptada para este estudio) presenta el balance de energía de una planta SPC que genera 550 MW, utilizando carbón bituminoso Illinois N 6, muestra los flujos energéticos de entrada y salida típicos. Los flujos de entrada, representados en azul, corresponden al combustible, que cuenta con 4,802 MMBTU/h, (Entrada 1) y Caliza ; los flujos de salida están conformados por: los gases de salida 665 MMBTU/h (pérdidas 1); material particulado y cenizas, 2 MM BTU/h (pérdidas 2); perdidas en el proceso de


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condensación 2,195 MMBTU/h (perdidas 3); 74 MMBTU en perdidas en el proceso (pérdidas 4) y la corriente de yeso 30 MMBTU/h, (Salida 1) identificadas por el color naranja en la figura, la energía generada en la turbina alcanza los 1,891 MMBTU/h, representada por el color verde. Los requerimientos de energía están en la entrada y acondicionamiento de aire con 54 MMBTU/h46.

ENERGIA GENERADA

ENTRADA 2 1891 MMBTU/h PERDIDAS 1AIRE GASES DE SALIDA

54 MMBTU/h AGUA 666 MMBTU/h

OXIDACION DE AIRE

SCR

ENTRADA 3CALIZA

LODO 0 MMBTU/h

SALIDA 1YESO

YESO 28 MMBTU/h

CENIZA DE FONDO

ENTRADA 1 PERDIDAS 3 PERDIDAS 4 PERDIDAS 2

COMBUSTIBLE CONDENSADOR PROCESOMATERIAL

PARTICULADO Y CENIZAS

4802 MMBTU/h 2195 MMBTU/h 74 MM BTU/h 2 MMBTU/h

FILTRO MANGA FGD CHIMENEA

CALDERA CARBON

PULVERIZADO

VENTILADORES DE AIRE FORZADO

CENIZA VOLANTE

VENTILADORES DE AIRE PRIMARIO

Figura 3-4 Balance de Energía Tecnología SPC 550 MW de generación

3.1.2.2 Rangos de desempeño

• La eficiencia térmica del ciclo de generación con esta tecnología se encuentra en el rango del 38% al 42%.

• La disponibilidad de planta es mayor al 85%. • La vida útil se presenta por fabricantes como mayor a los 20 años. A nivel

internacional se tienen plantas de este tipo de 40 años de funcionamiento. • Las unidades instaladas en los ultimo 30 años se encuentran en el rango entre

200MWe y 1300 MWe.

46Klara J. Supercritical Pulverized Bituminous Coal Plant. Available: http://204.154.137.14/energy-analyses/pubs/deskreference/B_PC_SUP_051507.pdf


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3.1.2.3 Características de la oferta de equipos

• Madurez

Esta tecnología ya alcanzo una madurez extensa pues se construye y opera exitosamente desde fines de los años 50. En el año 1999 ya en Estados Unidos se disponía de aproximadamente 160 unidades, 232 en los países de la antigua Unión Soviética y Europa del Este, 31 en Europa y 60 en Japón.

Su nivel de disponibilidad es mayor al 85%.

• Proveedores

Algunos proveedores de reconocimiento en el mercado mundial, y en la zona de influencia económica de Colombia, son, al menos: Foster Wheeler Corp., Babcock and Wilcox Corp., empresas localizadas en los Estados Unidos de América. Del Japón se cuenta con Mitsubishi Heavy Industries e Hitachi Power Systems, y de Europa, ALSTOM.


Los costos presentados a continuación son los calculados por AENE para la instalación de las unidades generadoras en los sitios de mejor potencial en Colombia, tal como fueron identificados en el estudio “Inventario de proyectos de generación térmica a carbón, Optimización Ambiental, Técnica y Económica” realizado en 1999 por Isagen, Ecocarbon y la UPME.

Las proyecciones del costo de capital para las centrales de carbón pulverizado supercríticas a instalar en Colombia en los sitios determinados como de mejor potencial están el rango de: 2,752 - 1,600 para 150 a 600 MW.

3.1.2.4 Construcción El tiempo correspondiente es de tres años, pero es conveniente confirmar la disponibilidad de los fabricantes para satisfacer los pedidos.

3.1.2.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia La tecnología de carbón pulverizado supercrítica tiene una plena madurez. En Colombia se dispone de los tipos de carbón que se puede consumir en esta tecnología.

Su eficiencia es superior a la del ciclo subcrítico y muy superior a la reportada por las centrales en Colombia con tecnología de carbón pulverizado, por lo cual presenta un menor costo de operación e impacto ambiental que lo existente en el país.

La tecnología asociada a la planta supercrítica es similar a la existente actualmente en Colombia, por lo cual la administración y la ingeniería locales pueden hacer la gestión sin mayores vacíos en los conocimientos y pericias requeridos.

3.1.2.6 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología satisface los requerimientos de impacto ambiental de la legislación colombiana.


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3.1.2.7 Análisis cualitativo de proyectos instalados a nivel mundial Las primeras unidades supercríticas se instalaron en Estados Unidos y el Reino Unido en el año 1957, unidades de 375 y 125 MWe respectivamente y condiciones de vapor de 310 bares/610/565/530 grados centígrados. La segunda unidad supercrítica se instaló en Estados Unidos en el año 1959, Eddystone 1, y tenía como parámetros de operación de la caldera 345bar/650/565/565 grados centígrados.

Estos parámetros de temperatura resultaron demasiados altos para los aceros disponibles para las calderas en ese entonces, por lo cual se presentaron fallas de material, sobre todo en los elementos de mayor espesor, y se afectaron negativamente la disponibilidad y la confiabilidad de la planta.

Las dificultades estuvieron ligadas al uso de aceros austeníticos en los elementos de mayor grosor de la caldera, ya que estos aceros se revelaron como deficientes en la conductividad térmica, y de alta dilatación, con lo cual los esfuerzos térmicos asociados a estos elementos condujeron a fisuración por fatiga.

Fue necesario entonces disminuir los parámetros de operación de la caldera de esta unidad supercrítica, los cuales se llevaron a 324 bar/605 grados centígrados, reduciendo la temperatura en 45 grados centígrados y la presión en 21 bares. Sin embargo, es necesario resaltar que la temperatura de 605 grados centígrados es un gran avance, pues tan sólo a finales de los años 90, comienzos de los 2000, se llevó la temperatura del vapor de las calderas a este nivel de 600 grados centígrados.

Adicionalmente, por el lado de la turbina a vapor también se experimentaron dificultades relacionadas con el desgaste de las válvulas de control, los esfuerzos térmicos en los álabes y el tratamiento químico del condensado. El procedimiento de arranque de la turbina fue necesario variarlo para adecuarse a las nuevas condiciones de esfuerzos térmicos.

Estas dificultades alejaron a la industria de generación de la tecnología supercrítica y los fabricantes de equipos volvieron a ofrecer unidades subcríticas, con parámetros del vapor alrededor de 170 bar/525 grados centígrados. Los bajos costos de los combustibles en esos años sesentas, comienzos de setentas, no presionaban el desarrollo de unidades generadoras con más alta eficiencia que la disponible con plantas subcríticas.

La crisis energética de los años setenta creó las condiciones de precio y percepción de riesgo en el abastecimiento de combustibles, que impulsaron de nuevo la investigación y desarrollo de la metalurgia para más altas temperaturas y presiones que las ligadas a unidades subcríticas, necesarias para el diseño y la fabricación de unidades a carbón, con calderas y turbinas para condiciones supercríticas. No obstante, el bajo comportamiento de la economía de occidente durante los años ochenta reprimió la factibilidad de construcción de unidades de condiciones supercríticas.

Fueron las condiciones económicas de los años noventas, la necesidad de generar energía eléctrica con mayor eficiencia y hacer más competitivas las industrias de los países industrializados, así como la creciente conciencia del impacto ambiental de la generación de electricidad con combustibles fósiles, y el compromiso con su mitigación, las que condujeron a la decisión de instalar unidades supercríticas. Por tales razones


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desde la segunda mitad de los años noventa se construyen e instalan unidades generadoras supercríticas en los países industrializados.

En los países de la OECD en el lapso de 1997 al 2000, se instalaron 19,400 MWe en la tecnología supercrítica a carbón, mientras la instalación total de unidades generadoras con este combustible fue de 22,400 MWe durante el lapso mencionado, lo cual señala claramente la adopción de las centrales supercríticas en los planes de desarrollo de la generación eléctrica a carbón en los países de esta organización.

De otra parte, en los países en vías de desarrollo, en el mismo lapso, la instalación de nuevas centrales termoeléctricas se realizó en el 95% con unidades generadoras de condiciones subcríticas, por razones de menores costos y bajos requerimientos de las legislaciones ambientales. Adicionalmente, todavía se percibe en estos países que las plantas generadoras subcríticas tienen un menor riesgo asociado, mas disponibilidad y confiabilidad que las supercríticas.

El plan de desarrollo de las plantas ultra súper críticas europeo, coloca como meta alcanzar la temperatura de 700 grados centígrados. El programa correspondiente de Estados Unidos sube esta cifra a 732 grados centígrados.

La próxima tabla permite ver algunos datos de una selección de centrales supercríticas instaladas durante la última década.

El amplio número de las centrales instaladas en Japón refleja el avance realizado en este país en los temas metalúrgicos y de diseño avanzado de turbinas de vapor, entre otros, que permiten la construcción de unidades súper críticas eficientes y confiables.

Como se aprecia en esta tabla, las condiciones más severas del vapor, 264/605/613, se han logrado en el Japón, en la central Tachibana Wan 2. La más alta temperatura del vapor súper calentado de una década de construcción de calderas súper críticas es 613 grados centígrados, la temperatura de las otras unidades oscila muy cerca de los 600 grados centígrados, por lo cual este valor se puede considerar como el estado actual del arte.

Es preciso tener en cuenta que la temperatura externa de la tubería de vapor en la caldera se encuentra alrededor de 40 grados centígrados sobre la temperatura del vapor.

Tabla 3-3 Parámetros técnicos plantas supercríticas

Nombre de la Planta País Potencia (MWe)

Vapor Vivo (Bar/ C/ C)

Eficiencia (%) Combustible Año inicio de Operación

Comercial

Matsuura Japón 1000 255/598/598 CP 1997

Skaerback 3 Dinamarca 410 290/582/580 49 GN 1997

Haramashi Japón 1000 259/604/602 CP 1998

Nordjyllaend 3 Dinamarca 410 290/582/580 47 CP 1998

Nanaoota 2 Japón 700 255/597/595 CP 1998

Tsuruga 2 Japón 700 255/597/596 CP 2000

Tachibana Wan 2 Japón 1050 264/605/613 47 CP 2001

Isogo 1&2 Japón 2 X 500 245/600/600 46 CP 2001

Mitsumi 1 Japón 600 250/605/600 46 CP 2001


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Nombre de la Planta País Potencia (MWe)

Vapor Vivo (Bar/ C/ C)

Eficiencia (%) Combustible Año inicio de Operación

Comercial

Avedore 2 Dinamarca 450 300/580/600 GN/CP 2001

Niederaussen Alemania 1000 275/580/600 45.2 L 2002

Tomato Atsuma 4 Japón 700 250/600/600 CP 2002

Hitachinaka Japón 1000 245/600/601 CP 2003

Torrevaldaliga Italia 6 X 660 250/600/610 45 CP 2006

Yuhuan RP China 2 x 1000 250/600/600 CP 2008

De esta tabla, también se puede inferir que Japón lidera la investigación de materiales y su aplicación en las unidades súpercríticas, con la Unión Europea en un segundo plano. Estados Unidos se aprecia a la zaga en la aplicación de la tecnología supercrítica, toda vez que no invirtió en investigación durante los últimos 20 años del siglo pasado.

La Tabla 3-4 a continuación, trae un listado sobre las unidades supercríticas instaladas en Estados Unidos por la empresa Babcock and Wilcox, del año 1970 al 1990. Las otras empresas principales de construcción de centrales en Estados Unidos son Foster Wheeler y Combustion Engineering.

Tabla 3-4 Unidades PC Supercríticas instaladas en Estados Unidos

Empresa Central MWe Año Inicio AEP-Columbus Southern Power Zimmer 1,300 1990

AEP-Indiana & Michigan Power Rockport 2 1,300 1989

AEP-Indiana & Michigan Power Rockport 1 1,300 1984

AEP-Appalachian Power Mountaineer 1,300 1980

TU Electric - Generating Div. Monticello 3 775 1977

AEP-Ohio Power/Buckeye Power Cardinal 3 650 1977

AEP-Ohio Power Gavin 2 1,300 1975

Duke Power Company Belews Creek 2 1,100 1975

Dayton P&L/Cincinnati G&E/ Stuart 4 600 1975

AEP-Ohio Power Gavin 1 1,300 1975

Duke Power Company Belews Creek 1 1,100 1974

AEP-Appalachian Power Amos 3 1,300 1974

Detroit Edison Company Monroe 4 800 1974

Kansas City Power & Light Co./ La Cygne 1 844 1973


Tennessee Valley Authority Cumberland 2 1,300 1973

Cleveland Electric Illuminating Eastlake 5 680 1973


Tennessee Valley Authority Cumberland 1 1,300 1972



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Empresa Central MWe Año Inicio Ohio Edison W.H. Sammis 7 600 1972




Arizona Public Service/Southern Cal Corners 5 800 1970

West Penn Power Hatfield Ferry 2 575 1970

West Penn Power Hatfield Ferry 1 575 1970

Cleveland Electric Illuminating Avon Lake 9 680 1970

Por cuanto la capacidad instalada en termoeléctricas a carbón en Estados Unidos es de 300 000 MWe aproximadamente, se puede inferir que la capacidad instalada reportada en la Tabla 3-4 es muy pequeña, relativamente, por las razones ya expuestas.

La Tabla 3-5 presenta la información de la empresa ALSTOM sobre las calderas supercríticas instaladas por ella a nivel mundial durante 30 años, entre 1975 y 2005:

Tabla 3-5 Unidades PC Supercríticas instaladas a nivel mundial por ALSTOM

Año entrada operación Planta Localización Salida neta

(MW) Ciclo

(Pres.bar - °C) 2004 PATNOW Polonia 460 266 - 540/565

2002 WAI GAO GIAO China 980 250 - 538/566

2002 NIEDERAUSSEM Alemania 1,000 268 - 580/600

2002 YUNGHUNG 1&2 Corea del Sur 2x800 248 – 569

2001 MILLMERAN Australia 425 242 - 565/593

2001 FLORINA Gran Bretaña 300 235 - 540/540

2000 LIPPENDORF Alemania 2 x 930 253 - 547/580

2000 AVEDORE 2 Dinamarca 1 x 534 300 - 580/600

2000 BOXBERG Alemania 850 243 - 541/580

1998 NORDJYLLAND Dinamarca 400 285 - 580/580/580

1997 SCHWARZE PUMPE Alemania 2 x 800 260 - 547/565

1997 SKAERBAEK Dinamarca 400 285 - 580/580/580

1995/96 SCHKOPAU A&B Alemania 2x385 253 - 544/560

1994 HEMWEG 8 Holanda 680 250 - 535/563

1994 ROSTOCK Alemania 550 250 - 540/560

1994 PORYONG (*) Corea del Sur 20 x 500(*) 247 - 538/538

1993 AMER 11 (9) Holanda 600 250 - 535/563

1993 MERI PO RI Finlandia 588 235 - 538/538

1992 ESJBERG 3 Dinamarca 417 246 - 558/560

1992 SHIDONGKOU 1&2 China 2 x 627 242 - 538/566

1992 STAUDINGER 5 Alemania 550 250 - 540/560

1991 ZIMMER USA 1,300 254 - 538/538

1990 AVEDORE 1 Dinamarca 262 240 - 540/540


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Año entrada operación Planta Localización Salida neta

(MW) Ciclo

(Pres.bar - °C) 1989 AMAGER 3 Dinamarca 262 240 - 540/540

1986 ROCKPORT 1-2 USA 2 x 1,300 242 - 538/538

1985 LEININGER 5 Alemania 450 250 - 535/535

1984 STUDSTRUP 3&4 Dinamarca 2 x 375 240 - 535/540

1982 GKM-M Alemania 199 245 - 530/540

1982 MANNHEIM 18 Alemania 480 248 - 530/540

1980 MOUNTAINER USA 1,300 242-538/538

1977 CARDINAL 3 USA 640 242 - 538/538

1976 MAINZ Alemania 330 255 - 545/545

1975 GAVIN USA 1,300 242 - 538/538

3.1.3 Carbón Pulverizado Ultra Supercrítica Esta tecnología de uso de carbón pulverizado en calderas sin tambor para separar el agua y el vapor, es un desarrollo adicional de la tecnología supercrítica, respecto a la cual se incrementan aún más temperatura y presión de vapor, hecho posible por el avance de la metalurgia de los aceros, con lo cual ya se puede producir vapor a condiciones de temperatura y presión de vapor de 600 grados centígrados y 315 bares respectivamente, y se espera alcanzar valores de 650 grados centígrados y 350 bares utilizando nuevas aleaciones con níquel.

Para diseñar y construir una central de este tipo se selecciona inicialmente el tipo de carbón que servirá de combustible y hay cierta flexibilidad en los carbones que se pueden utilizar posteriormente para la combustión, pero cambios pronunciados respecto al tipo de carbón de diseño inducen cambios que demeritan el comportamiento de la caldera, su producción y eficiencia.

3.1.3.1 Descripción de la Tecnología Las calderas de esta tecnología presentan un diseño similar a las de la tecnología supercrítica.

Debido a los niveles de presión y temperatura seleccionados para su diseño, en las calderas actuales se utilizan tubos de aleaciones tales que permiten que la temperatura final del vapor sea de 600/620 grados centígrados, y la presión del vapor correspondiente sea de 300 bares. En las unidades que integran materiales con aleaciones en níquel, se pueden alcanzar condiciones de vapor de 350 bares y hasta 700/720 grados centígrados de temperatura.

Para controlar las emisiones de NOx en calderas de esta tecnología, se requiere al menos la instalación de quemadores de carbón de bajo NOx, y se dispone también de las tecnologías de control SNCR (reducción selectiva no catalítica) y SCR (reducción selectiva catalítica).

Se puede también diseñar la caldera con un sistema de recirculación de los gases de combustión o de requemado. Esta última tecnología consiste en quemar del 10% al 20% del combustible en una segunda zona de combustión localizada aguas debajo de la zona


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principal de combustión. Esta segunda zona se opera con deficiencia de oxigeno, de tal manera que el NO generado en la zona principal se transforma en N2 en la segunda. La combinación de funcionamiento de los quemadores de bajo NOx y el sistema de requemado permite reducir las emisiones de NOx hasta en un 90%.

Para el control de emisiones de SOx existen diversas tecnologías de postcombustión, tales como la inyección de absorbentes en los ductos de gases y los lavadores de gases (FGD) en húmedo y seco.

3.1.3.2 Rangos de Desempeño La eficiencia térmica del ciclo de generación con esta tecnología se encuentra en el rango del 45% al 47%.

Para las unidades actuales con condiciones de vapor de 300bar/600/620 grados centígrados, la disponibilidad de planta es avanzada. En Alemania, investigadores de la Universidad de Stuttgart informan que la disponibilidad promedio de plantas es del 85% y, en algunas unidades con diseño y materiales apropiados, se han observado valores de más del 90%.

La vida útil de las unidades de 300 bares ya excede los 20 años. Para las nuevas unidades de 350 bares no se ha establecido todavía, debido al poco tiempo de su utilización a nivel de generación.

Unidades disponibles en el rango entre 300MWe y 1000 MWe, aunque en Dinamarca, Japón y China se han instalado inicialmente unidades en el rango de 400 a 600MWe.


• Madurez

En las unidades con materiales avanzados y con parámetros operativos por debajo de 300 bar/600/620 grados centígrados, (bajos rangos operativos) se reportan47 valores de disponibilidad de entre el 85% y el 90%. Se puede inferir que esta tecnología se encuentra en la madurez avanzada.

Con los nuevos materiales en aleación de níquel se podría operar con parámetros operativos de 350 bar/720 grados centígrados (altos rangos operativos), aunque todavía no se define la disponibilidad.

El nivel de disponibilidad de la tecnología ultrasupercrítica es entonces del 85%, para rangos operativos de 300 bares.

• Proveedores

Algunos proveedores de reconocimiento en el mercado mundial, y en la zona de influencia económica de Colombia, son, al menos: Foster Wheeler Corp., Babcock and Wilcox Corp., empresas localizadas en los Estados Unidos de América. Del Japón se cuenta con la Mitsubishi Heavy Industries e Hitachi Power Systems, y de Europa ALSTOM y ABB (Power Generation Solutions)..

47 EUSUSTEL WP3 Report on Coal-Fired Technologies


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Las proyecciones del costo de capital para las centrales de carbón pulverizado ultra supercríticas a instalar en Colombia, arrojan resultados coincidentes con los correspondientes a las centrales supercríticas, por tanto, las proyecciones del costo de capital para las centrales de carbón pulverizado ultra supercrítico a instalar en Colombia en los sitios determinados como de mejor potencial y, para los dos tamaños de potencia instalada entre 150 MW y 600 MW, se encuentran el rango de 2,752 – 1,600 USD/kW.


3.1.3.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia La tecnología de carbón pulverizado ultra supercrítica presenta actualmente una madurez satisfactoria, aunque no ha superado todavía la etapa de demostración.

En Colombia se dispone de los tipos de carbón que se pueden consumir en esta tecnología.

Su eficiencia es superior a la de los ciclos supercrítico y subcrítico y muy superior a la reportada por las centrales en Colombia con tecnología subcrítica de carbón pulverizado, por lo cual presenta un menor costo de operación e impacto ambiental que tales tecnologías.

La tecnología asociada a la planta ultra supercrítica es similar a la existente actualmente en Colombia, por lo cual la administración y la ingeniería local pueden hacer la gestión sin mayores vacíos en los conocimientos y pericias requeridos.

3.1.3.6 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología satisface los requerimientos de impacto ambiental de la legislación colombiana.

3.1.3.7 Diseño de calderas y materiales para unidades súper y ultra súper críticas La diferencia en el diseño de las calderas entre las subcríticas y supercríticas surgen del hecho de que las supercríticas no requieren de un tambor para separar agua y vapor saturado, de que la liberación de la energía térmica del carbón en el hogar de las calderas supercríticas es mayor que en las subcríticas, y de que la cantidad de energía presente en los gases de combustión de las supercríticas permite que se instalen dos sobrecalentadores de vapor en éstas.

Adicionalmente, el diseño de las calderas supercríticas debe dar respuesta a la necesidad de garantizar la suficiente refrigeración de los tubos de las paredes de agua en el hogar de la caldera a bajas cargas.

Las más altas temperatura y presión finales de vapor en las unidades supercríticas, demandan aceros capaces de mantener la suficiente resistencia, a las nuevas


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temperaturas de trabajo, para soportar los esfuerzos mecánicos que los afectan, y que puedan resistir, adicionalmente, las ahora más altas tasas de corrosión presentes por los lados del vapor y los gases.

El diseño también debe dar solución al manejo apropiado de las dilataciones más amplias que afectan a los aceros austeníticos respecto a los ferríticos que ahora reemplazan en zonas de alta temperatura.

Las turbinas de vapor también requieren de nuevos diseños y materiales tanto para soportar las condiciones más severas del vapor y los esfuerzos mecánicos incrementados, como para recibir una segunda etapa de recalentamiento y, además, optimizar la eficiencia de la maquina.

3.1.3.8 Definiciones mínimas de aceros y metalurgia

3.1.3.8.1 Ferrita, austenita y martensita Son producto de la aleación del hierro con carbono.

La ferrita se obtiene cuando se disuelve una pequeña cantidad de carbono (0,04-0,05%) en el hierro alfa. El hierro alfa es una estructura cristalina cúbica del hierro, con un átomo en el centro del cubo.

La austenita se produce cuando se disuelve en el hierro gama un máximo de 2% de carbono a 2090 grados Fahrenheit, un mínimo de 0,8 % de carbono a 723 grados centígrados y cantidades decrecientes de carbono entre esta temperatura y 910 grados centígrados. El hierro gama es una estructura cristalina cúbica del hierro, con un átomo en cada cara del cubo.

La austenita existe en aceros corrientes a alta temperatura, pero se encuentra en aceros inoxidables (por ejemplo 18% cromo, 8% níquel) a temperaturas ordinarias.

La martensita es un producto, de alta dureza, formado a partir de la descomposición de la austenita por debajo de la temperatura denominada Ms, variable según la composición del acero, alrededor de 316 grados centígrados.

3.1.3.8.2 Aceros ferríticos, austeníticos y al carbono Los aceros ferríticos son aquellos en que algunos elementos de aleación, tales como el carbono, el cromo, el silicio, el azufre, se disuelven en la ferrita.

El cromo se utiliza para mejorar la resistencia del acero a la corrosión tanto proveniente del lado vapor, como del lado de los gases.

Los aceros austeníticos son aquellos en que los elementos de la aleación se disuelven en la austenita.

El níquel disuelto en el hierro actúa ampliando la región de la austenita, por lo cual, las aleaciones con más de 25% de níquel son austeníticas a todas las temperatura. El níquel incrementa la resistencia a la oxidación del acero.

El acero al carbono es el producto de disolver carbono en el hierro en cantidades porcentuales que están en el rango de 0,05 % hasta el 2,0 %. Los diferentes valores de


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carbono disueltos en el hierro producen aceros de diferentes propiedades, utilizables entonces en diferentes aplicaciones. En el acero al carbono sólo se admiten los siguientes otros elementos en la aleación: manganeso (1,65% máximo), silicio (0,60 máximo) y cobre (0,60% máximo).

Elongación de los aceros. Cuando los aceros se encuentran sometidos a temperatura, presión y esfuerzos mecánicos al interior de una caldera, ellos se elongan, ceden, incluso sometidos a cargas inferiores a las que pueden soportar de acuerdo a los datos de su diseño.

3.1.3.9 Diseño de la pared de agua de las calderas supercríticas y ultra supercríticas

La pared de agua es la estructura, realizada en tubos, que conforma el hogar de las calderas de potencia.

Se cuenta con dos tipos de diseño para la pared de agua de las calderas: paredes verticales, paredes con tubería en espiral.

El diseño de paredes verticales es el diseño proveniente de las calderas subcríticas, en las cuales estas paredes están suspendidas de la parte superior, y por el interior de los tubos circula el agua transformándose en vapor y refrigerando la tubería. En la zona en que esta tubería recibe la más alta carga de energía por radiación, zona de los quemadores, es necesario garantizar la apropiada refrigeración de los tubos.

Para lograr este objetivo en las calderas súper y ultra súper críticas se ha diseñado la tubería con dos alternativas: un maquinado interno en forma de espiral, o, un aleteado interno.

En el diseño de calderas con paredes de agua en espiral, el concepto es tener un número pequeño de tubos, relativo al número de una pared vertical, de tal manera que el flujo másico de agua y vapor sea grande y turbulento, obteniéndose que la transferencia de calor sea más alta y se refrigeren los tubos adecuadamente. Este diseño ha sido el más acogido por los fabricantes de calderas hasta ahora.

3.1.3.10 Materiales para calderas sub, súper y ultra súper críticas

3.1.3.10.1 Calderas subcríticas La tabla a continuación presenta la información sobre aceros utilizados tradicionalmente en calderas subcríticas, con temperaturas de vapor vivo, súper calentado, hasta 540 grados centígrados.


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Tabla 3-6 Aceros utilizados en calderas subcríticas

MATERIAL ESPECIFICACION ASME

COMPOSICION NOMINAL

MAX. TEMP. METAL, Gr. C

MAXIMA TEMP VAPOR APROX.

Gr. C acero al carbono SA-192 510 470acero al carbono SA210 Gr.A1 510 470acero al carbono SA210 Gr.C 454 414acero ferrítico SA-209 Gr.T1a C-1/2 Mo 524 484acero ferrítico SA-213 Gr.T11 1 1/4 Cr-1/2 Mo 566 526acero ferrítico SA-213 Gr.T3b 2 Cr-1/2 Mo 582 542acero ferrítico SA-213 Gr.T22 2 1/4Cr-1/2 Mo 607 567Austenítico SA-213 Gr.TP 304H 18 Cr-8 Ni 760 720Austenítico SA-213 Gr.TP321H 18 Cr-10 Ni-Ti 760 720

Los aceros al carbono se utilizan en las paredes de agua, y los aceros ferríticos de aleación cromo-molibdeno, sirven para fabricar la tubería de los supercalentadores, usándose el grado T22 al final del supercalentador, donde la tubería alcanza la mayor temperatura.

En algunas calderas de potencia subcríticas que operan en Colombia a 88 bares de presión, la temperatura del vapor saturado en las paredes de agua y en el tambor es de 350 grados centígrados, por tanto los aceros al carbono de la tabla anterior pueden ser utilizados en las paredes de agua.

También en las calderas mencionadas, la temperatura final del vapor, súper calentado o vapor vivo, es de 510 grados centígrados aproximadamente, por lo cual el acero ferrítico SA-213 grado T22 se encuentra en la parte final de los supercalentadores.

Para asegurarse de que la tubería de las calderas tenga una vida útil apropiada, es necesario escoger cuidadosamente los aceros que al menos satisfagan los siguientes criterios:

• Resistencia a la corrosión por el vapor • Resistencia a la corrosión por los gases de la combustión • Resistencia a la elongación • Resistencia a la ruptura-elongación

Por cuanto los aceros con aleaciones más complejas son más costosos que los menos aleados, las consideraciones de economía e ingeniería son complementarias a la hora de seleccionar el tipo de acero para una aplicación en particular.

3.1.3.10.2 Calderas supercríticas Tomando como calderas súper críticas aquellas con temperatura de vapor vivo, súper calentado final, en el rango entre 540 y 566 grados centígrados, y presión inferior a 250 bares, se entiende que de los aceros ferríticos listados en la tabla anterior tan sólo el SA 213 T22 podría utilizarse hasta una primera parte del supercalentador, atendiendo a consideraciones de esfuerzos y elongación.


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Para las paredes de agua de las calderas, ahora la selección de aceros debe satisfacer altas demandas de resistencia a la elongación y altas temperaturas, por lo cual se seleccionan aceros ferríticos T22 y T23 para esta parte de las calderas.

En zona de supercalentadores y recalentadores el incremento de la temperatura de funcionamiento implica el incremento del potencial corrosivo tanto por el lado del vapor como del lado de los gases. En los aceros ferríticos es el cromio el metal que incrementa la resistencia a la corrosión, por lo cual los investigadores han desarrollado un acero martensítico con 12% de cromo, denominado el X20, (X20 12%Cr 1%Mo ¼%V) que tiene alta resistencia a la elongación y a la corrosión, el cual puede utilizarse en supercalentadores y recalentadores con vapor vivo de 248 bares de presión y hasta 566 grados centígrados, y temperatura de tubo exterior de 610 grados aproximadamente.

Si las temperaturas del vapor vivo son más altas que los 570 grados centígrados, pero menor que los 600, entonces la selección de aceros se traslada a los austeníticos, más costosos que los ferríticos, los denominados T316 y T347.

El acero martensítico T91 también es seleccionable como material para supercalentadores y recalentadores en calderas supercríticas. Presenta un coeficiente de expansión térmica comparable al del X20, pero tiene una conductividad térmica mayor que éste.

Respecto a los recalentadores, la tendencia es a elevar la temperatura del vapor recalentado sobre la de súper calentado en 15 o 20 grados centígrados, pues la presión del vapor, luego de expandirse en la turbina de alta presión, es menor que la del vapor vivo, y el acero del recalentador estará sometido a un esfuerzo menor, por lo cual el tipo de acero puede ser de menor aleación que la del supercalentador.

3.1.3.10.3 Calderas ultra supercríticas con temperatura de vapor entre 580 y 600 grados centígrados

En los supercalentadores y recalentadores de vapor de estas calderas, en las zonas de más alta temperatura, hasta 600 grados centígrados, se seleccionan los aceros austeníticos T316 y T347, o bien, los aceros martensíticos T91, P91 y F91 para presiones hasta de 300 bares.

3.1.3.10.4 Unidades ultra supercríticas de nueva generación, con temperatura de vapor entre 600 y 730 grados centígrados

Tanto el Japón como la Unión Europea y los Estados Unidos tienen programas para desarrollar materiales y diseños que conduzcan en una década a la construcción de unidades que operen con temperaturas de vapor alrededor de los 700 grados centígrados.

El Japón y la Unión Europea se encuentran más avanzados que Estados Unidos, puesto que han desarrollado materiales y construido unidades ultrasupercríticas que operan actualmente excediendo un poco los 600 grados centígrados, logrando eficiencias entre 45% y 49 % %, (ver Tabla 3-3) en tanto que en Estados Unidos, desde los años 60, los valores de presión y temperatura del vapor vivo han estabilizado en 538 grados centígrados y 241 bares, con eficiencias típicas alrededor de 37%.


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La Unión Europea ha implementado el programa de investigación y desarrollo denominado Thermie, con el objetivo de obtener los materiales requeridos para operar con vapor vivo a 700 grados centígrados y 306 atmósferas de presión.

Los programas de Japón y la Unión Europea apuntan a disponer de estos aceros de tal manera que soporten condiciones del vapor de 650 grados centígrados a mediano plazo, y de 700 grados centígrados en 5 años aproximadamente.

El programa japonés sobre este tipo de aceros viene en desarrollo desde inicios de los años 80, y contemplaba los siguientes objetivos:

• 1981-1993 Aceros ferríticos del tipo 9-12 Cr, para condiciones de vapor de 314 bares/593/593/593 grados centígrados. Aceros austeníticos para condiciones de vapor de 343 bares/649/649/649 grados centígrados.

• 1994-2001 Aceros ferríticos para condiciones de vapor de 300 bares/630/630 grados centígrados.

• 1997-2004

Aceros ferríticos avanzados para componentes de calderas de gran diámetro y grosor en unidades ultrasupercríticas, para condiciones de vapor de 350 bares/650 grados centígrados.

El Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos estableció un programa para investigación y desarrollo de materiales con el fin de construir calderas ultra súper críticas en ese país. El objetivo de este programa era investigar y desarrollar, en cinco años, del 2001 al 2006, la tecnología de materiales que permita alcanzar parámetros de vapor vivo de 732 grados centígrados y 350 bares.

En este programa participaron diferentes empresas de Estados Unidos. El Electric Power Research Institute (EPRI), produjo el programa de investigación y desarrollo. Energy Industries of Ohio tuvo la administración del proyecto. Las principales empresas productoras de equipos para centrales termoeléctricas participaron, entre ella: Babcock and Wilcox, Foster Wheeler, ALSTOM.

Este programa ha sido impulsado por las condiciones crecientes de precios de los combustibles fósiles en Estados Unidos y la presión ejercida por las implicaciones del cambio ambiental. Las unidades súper y ultra súper criticas no solo generan a eficiencias más altas que las otras existentes, sino que se consideran como base para lograr condiciones de funcionamiento con cero emisiones, a través de implementar en estas unidades, sobre todo en la ultra súper critica, la tecnología de Oxicombustion, la cual permite secuestrar el CO2 y atrapar otros contaminantes mediante tecnologías complementarias.

El programa del DOE contempla el desarrollo de aceros que en condiciones ultra súper críticas operen en calderas que queman carbones de alto contenido de azufre, como algunos de los disponibles en Estados Unidos, aproximación diferente a la europea, puesto que los carbones utilizados en ella son de bajo contenido de azufre. El mayor


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contenido de azufre representa un mayor ataque corrosivo al acero por el lado de los gases.

El proyecto del DOE considero dar inicio a sus investigaciones a partir de los materiales ya desarrollados en Japón y Europa para condiciones ultra súper críticas, que, como se sabe, han logrado aceros ferríticos que cumplen con la resistencia requerida en estas condiciones, en calderas y turbinas a temperaturas hasta de 620 grados centígrados, y aceros austeníticos que funcionan a temperaturas hasta de 700 grados centígrados.

La tabla a continuación presenta las aleaciones seleccionadas para el programa de investigación del DOE. En esta tabla, P hace referencia a Piping, tubería de mayor diámetro, como la utilizada en cabezales y tubería de unión entre caldera y turbina; tubería de las paredes de agua: tubería de menor diámetro, como la utilizada en economizador, supercalentador (SH) y recalentador (RH).

Tabla 3-7 Aleaciones Programa de Investigación DOE

ALEACION COMPOSICION NOMINAL FABRICANTE APLICACIÓN HAYNES 230 57Ni-22Cr-14W-2Mo- Haynes P,SH/RH Tubes INCO 740 50Ni-25Cr-20Co-2Ti-2Nb-V-Al Special Metals P,SH/RH Tubes CCA 617 55Ni-22Cr-3W-8Mo-11Co-Al VDM P,SH/RH Tubes HR6W 43Ni-23Cr-5W-Nb-Ti-B Sumitomo SH/RH Tubes SUPER 304 H 18Cr-8Ni-W-Nb-N Sumitomo SH/RH Tubes SAVE 12 12Cr-W-Co-V-Nb-N Sumitomo Pipe T92 9Cr-2W-Mo-V-Nb-N Nippon Steel WW Tubes T23 21/4 Cr-1,5W-V Sumitomo WW Tubes

Los diseños conceptuales y estudios económicos terminaron. Así mismo, con base al comportamiento de las aleaciones en las pruebas de resistencia a la rotura en elongación, y resistencia a la oxidación entre otros, se seleccionaron las aleaciones consignadas en la Tabla 3-7 para las siguientes aplicaciones:

• Para tubos de mayor espesor y diámetro, para Supercalentadores y Recalentadores:

o Haynes 230 o Inco 740 o CCA 617

• Para Supercalentadores y Recalentadores: o HR6W o Súper 304 H

• Para tubos de mayor espesor y diámetro: o SAVE 12

• Para tubería de paredes de agua: o T92, T23

Los resultados de las pruebas de elongación hasta la ruptura de los aceros seleccionados, se encuentran en la Figura 3-5 a continuación.


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Figura 3-5 Temperatura Límite para Super Aleaciones

3.1.3.10.5 Turbinas de vapor para unidades ultra y ultra súper críticas El incremento de las condiciones de temperatura y presión del vapor vivo en las calderas, y el avance en la dinámica de fluidos y los programas de computador para diseño de máquinas, han conducido al cambio tanto de materiales como de diseño de las turbinas de vapor. La siguiente tabla, Tabla 3-8, permite ver los materiales para las turbinas ultra supercríticas a 600 grados centígrados, y compararlos con las de las turbinas subcríticas:

Tabla 3-8 Comparación Materiales para turbinas super y ultra supercríticas

ELEMENTO 538 C >600 C ROTOR Cr-Mo-V acero forjado Nuevo 12 Cr acero forjado

CARCAZA INTERNA ALTA PRESION 1 1/4 Cr-1/2 Mo acero fundido No. 1 Cr-Mo-V-B acero fundido CARCAZA INTERNA PRESION

INTERMEDIA 1 1/4 Cr-1/2 Mo acero fundido 12 Cr acero fundido

CARCAZA EXTERNA 1 1/4 Cr-1/2 Mo acero fundido 2 1/4 Cr-1 Mo acero fundido

ALABES ROTATORIOS 12 Cr acero forjado Aleación refractaria R-26

VALVULA DE CIERRE PRINCIPAL 2 1/4 Cr-1 Mo acero forjado 9 Cr- 1Mo acero forjado VALVULAS DE CONTROL 3 1/4 Cr-1 Mo acero forjado 9 Cr- 1Mo acero forjado

Los aceros utilizados ahora para temperaturas del vapor de hasta de 620-630 grados centígrados son aceros ferríticos, desarrollados en reemplazo de los aceros austeníticos que se usaban antes del desarrollo de aceros ferríticos para condiciones de vapor súper y ultra súper críticas, para evitar los problemas de esfuerzos térmicos y de expansión inducidos por los austeníticos. El rumbo de las investigaciones metalúrgicas permite prever que para alcanzar los 650 grados centígrados, las aleaciones integrarán el tungsteno en su formula.


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Por encima de los 650 grados centígrados se requerirá reemplazar los aceros ferríticos en las turbinas de presión baja e intermedia, por las denominadas súper aleaciones basadas en níquel.

Para el material de los álabes de baja presión, y mayor longitud, las aleaciones integran el titanio para hacerlos más ligeros y resistentes, y de tal manera incrementar el área de los alabes en la última etapa de turbina. La Mitsubishi desarrolló una turbina de 1050 MW con alabes de última etapa de 1170 mm de longitud.

El avance en la dinámica de fluidos unido al desarrollo de la programación y el mayor poder de los computadores ha hecho posible que se pueda ahora diseñar las turbinas de vapor considerando de manera individual cada etapa, lo cual permite que la reacción de los alabes de cada etapa se estime de manera individual, obteniéndose alabes de reacción y de reacción con bajo impulso, con lo cual se logran incrementos sensibles de la eficiencia. La Mitsubishi ha logrado una eficiencia bruta del 49 % con sus turbinas de 1050 MW. La eficiencia adiabática correspondiente de la turbina es del 95% aproximadamente.

3.1.3.10.6 Presión del vapor para las unidades súper y ultra súper criticas Se ha llegado a concluir que la presión del vapor de las unidades ultrasupercríticas no debe necesariamente exceder la de las unidades supercríticas, por varias razones:

• El incremento de la eficiencia depende fundamentalmente del nivel de temperatura. El nivel de la presión tiene influencia menor.

• El mayor nivel de presión de trabajo del vapor a cierta temperatura, incrementa el esfuerzo sobre el material, lo cual demanda entonces mayores espesores de éste, lo cual conlleva más peso en los bancos de tuberías suspendidas en las calderas, y entonces mayores costos en las fundaciones y estructura que los deben soportar.

• Adicionalmente, el espesor más grueso incrementa la temperatura externa de los tubos y se requiere, como consecuencia, aleaciones más resistentes, con costos consecuentemente más altos.

3.1.3.10.7 Turbinas de vapor y Calderas SC y USC .Tratamiento del agua Las calderas subcríticas cuentan con un tambor para separar el agua del vapor saturado. En las calderas súper críticas (SC) y ultra súper críticas (USC) el agua se convierte en vapor directamente en la tubería de las paredes de agua, por lo cual no se requiere de un tambor en su circuito agua-vapor.

El agua desmineralizada de las calderas requiere de un tratamiento químico especializado para proteger la tubería de la corrosión, la oxidación y el depósito de contaminantes, los cuales generan diferentes fenómenos que conducen a la falla de la tubería.

El tambor de las calderas subcríticas se utiliza también para concentrar sólidos en suspensión y eliminarlos del agua desmineralizada y el vapor mediante el uso de circuitos de purga.

Los sólidos y las partículas de impurezas y partículas de oxido arrastradas hacia la turbina, pueden ocasionarle diversos tipos de inconvenientes y daños, tales como depósitos, erosión por impacto, vibración y otros.


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Las calderas SC y USC no disponen en su configuración de un tambor, por lo cual la posible concentración de sólidos y el arrastre de estos y otras partículas hacia las turbinas requieren de un tratamiento de aguas y condensado superior al establecido para las calderas subcríticas, así como una instrumentación avanzada para control de los diferentes parámetros ligados a las condiciones de agua, condensado y vapor.

3.1.3.10.8 Turbinas de vapor y unidades USC con temperatura superior a 650 grados centígrados

Esfuerzos térmicos. Gradiente toma de carga. Operación en la Base. Para las temperaturas de vapor en exceso de 650 grados centígrados se prevé el uso de aceros austeníticos, las denominadas superaleaciones con base en níquel, con menor factor de transmisión de calor y mayor coeficiente de dilatación que los presentados en los aceros ferríticos. Estos aceros se utilizarían tanto en componentes de las turbinas como de las calderas. En las turbinas, en las válvulas de cierre rápido y de control que son aceros forjados, y en los rotores de las turbinas de presión alta e intermedia.

Los esfuerzos térmicos asociados a los cambios de temperatura en estos materiales austeníticos, superiores a los de los aceros ferríticos, requieren un nivel bajo de gradiente de carga en las turbinas. De otra parte los esfuerzos térmicos asociados a las variaciones de carga indican que estas variaciones deben reducirse al mínimo factible, lo cual significa que las unidades USC con temperaturas de vapor a más de 650 grados centígrados deben funcionar en la base de la generación.

3.1.4 Tecnología de ciclo combinado de gas natural y carbón pulverizado En esta tecnología se combinan dos ciclos termodinámicos y dos combustibles. Una central eléctrica de esta tecnología consta de una turbo grupo a gas y otro a vapor, alimentados con gas natural y carbón respectivamente, y relacionados de tal forma que el gas natural se quema y se expande en la turbina de combustión impulsando a su generador eléctrico, y el calor de los gases de escape de esta turbina se recupera en un generador de vapor el cual es, simultáneamente, alimentado por quemadores de carbón pulverizado, y produce el vapor que mueve el turbo grupo a vapor.

Los equipos componentes de este tipo de central son de tecnologías convencionales y el diseño resuelve las circunstancias presentadas por la integración de los dos sistemas de generación de electricidad.

Para diseñar y construir una central se selecciona inicialmente el tipo de carbón que servirá de combustible y hay cierta flexibilidad en los carbones que se pueden utilizar posteriormente para la combustión, pero cambios pronunciados respecto al tipo de carbón de diseño inducen cambios que demeritan el comportamiento del generador de vapor, su producción y eficiencia.

3.1.4.1 Descripción de la Tecnología El recuperador de calor que recibe los gases calientes de la turbina a gas y la combustión del carbón, es de diseño, construcción y materiales convencionales.

La turbina a gas es también de diseño convencional.


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El control de la generación de NOx en esta tecnología hibrida se realiza tanto en la turbina a gas como el recuperador de calor por medios convencionales de madurez avanzada.

El control de las emisiones de NOx en la turbina a gas se logra tradicionalmente con la inyección de agua o vapor en la zona de combustión, con lo cual se logra reducir las emisiones de NOx en un 70% aproximadamente.

Para controlar las emisiones de NOx en el recuperador de calor, se requiere al menos la instalación de quemadores de carbón de bajo NOx, y se dispone también de las tecnologías de control SNCR (reducción selectiva no catalítica) y SCR (reducción selectiva catalítica) para aumentar el nivel de control.

Para control de emisiones de SOx existen diversas tecnologías de postcombustión, tales como la inyección de absorbentes en los ductos de gases y los lavadores de gases (FGD) en húmedo y seco.

Para realizar el control de emisiones de SOx durante la combustión, se puede utilizar la inyección de sorbentes.

3.1.4.2 Rangos de Desempeño La eficiencia térmica del ciclo de generación con esta tecnología se encuentra en el rango del 40% al 52%.

La disponibilidad de planta es mayor al 85%.

La vida útil se define como superior a los 20 años, aunque tratándose de tecnologías convencionales se puede esperar un tiempo muy superior.

Se tiene información de unidades en operación de hasta 700 MWe de capacidad.


• Madurez

Esta tecnología se considera de madurez avanzada

Su nivel de disponibilidad es del 85 %.

• Proveedores

Por cuanto esta tecnología es un hibrido de dos tecnologías convencionales, los proveedores son los mismos de las plantas convencionales, vale decir: Foster Wheeler Corp., Babcock and Wilcox Corp., General Electric, empresas localizadas en los Estados Unidos de América. Del Japón se cuenta con Mitsubishi Heavy Industries, Hitachi, y de Europa ALSTOM, ABB y, para turbinas a gas, Siemens Power Generation..

• Costos

Las proyecciones del costo de capital para las centrales de ciclo combinado de gas natural y carbón pulverizado para el rango de potencia instalada entre 150 MWe y


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300 MWe, se encuentran en el rango entre 1379 USD/MWe y 1264 USD/MWe (costos y dólares de enero de 199648).


3.1.4.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Las tecnologías de carbón pulverizado y turbinas de gas natural presentan una madurez avanzada, individualmente y en un sistema integrado de generación.

En Colombia se dispone de los tipos de carbón que se pueden consumir en esta tecnología en cantidad suficiente, pero las reservas de gas natural no se estiman apropiadas actualmente.

Su eficiencia es superior a la de las centrales a carbón actualmente instaladas en Colombia, y es comparable a la de los procesos supercrítico y ultra supercrítico.

La tecnología asociada a una planta de este tipo hibrido es similar a la existente actualmente en Colombia, por lo cual la administración y la ingeniería locales pueden hacer la gestión.

3.1.4.6 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología satisface los requerimientos de la legislación ambiental colombiana.

Las condiciones actuales de las reservas de gas natural no son apropiadas para instalar centrales eléctricas que demanden este gas para la generación.

3.1.5 Oxi Combustión en centrales a carbón pulverizado Una unidad generadora de energía de la tecnología Oxicombustion está integrada por tres islas definidas: una generadora de oxigeno, una termoeléctrica en cuya caldera súper o ultra supercrítica de alta eficiencia se reemplace el aire de combustión por oxigeno, y un centro de limpieza y compresión del bióxido de carbono.

En esta tecnología de Oxicombustion se trata entonces de reemplazar el aire como elemento para lograr la combustión del carbón pulverizado en las calderas, y reemplazarlo por oxigeno, con lo cual los gases de combustión estarán compuestos fundamentalmente de bióxido de carbono y agua.

El agua, y los elementos contaminantes que se definan, se eliminan de los gases de combustión, y el bióxido de carbono se limpia y comprime para su eliminación final o, como se propone a la industria petrolera, se utilice para la recuperación mejorada del petróleo en los pozos que lo ameriten.

En Colombia puede ser una alternativa para la recuperación mejorada de algunos pozos del magdalena medio y Santander, inicialmente. 48 Evaluación técnica, económica y financiera de tecnologías para producción de electricidad con base en carbón, ECOCARBON, 1996, pp.88


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Para lograr la más alta eficiencia térmica disponible en calderas y unidades generadoras es necesario utilizar las supercríticas o, eventualmente, ultrasupercríticas que ya hayan superado la fase de demostración, y tengan alta disponibilidad y confiabilidad, con bajo riesgo.

El consumo de energía para producir el oxigeno que reemplaza al aire en la caldera, y limpiar y comprimir el bióxido de carbono, es alto, por lo cual, para dar factibilidad financiera a la Oxicombustion se requiere, de una parte, utilizar calderas con la más alta eficiencia disponible, y de otra, dar al bióxido de carbono atrapado una aplicación que le asigne un valor, tal como contribuir a la producción de petróleo.

Nuevas tecnologías que reduzcan el costo de generación de oxigeno se esperan en Estados Unidos en el lapso 2015-2020.

En las condiciones actuales de costo de producción de oxigeno, para alcanzar la factibilidad económica y financiera de un proyecto de Oxicombustion se requiere vender tanto la energía eléctrica generada como el bióxido de carbono atrapado.

3.1.5.1 Descripción de la Tecnología Se aplica a calderas, reemplazando el aire utilizado para la combustión, por oxigeno producido en una Unidad de Separación de Aire, por medios criogénicos o de adsorción.

Una caldera a carbón pulverizado con esta tecnología se inicia como una caldera convencional, con combustible auxiliar y utilizando aire, con lo cual se lleva el arranque hasta que la caldera ya tiene una carga tal que su comportamiento es estable, entonces se empieza a reemplazar el aire por oxigeno y, por medio de compuertas, se empieza a recircular el gas de combustión, hasta que toda la combustión se realiza con oxigeno y todo el gas de combustión en la caldera es recirculado. Entonces se puede llevar la caldera a su plena carga.

El gas recirculado también reemplaza al aire primario que sirve de transporte al carbón pulverizado. El gas de combustión se recircula también para garantizar que exista un volumen tal de gases, que la velocidad de estos sea la adecuada entre los tubos de recalentamiento y supercalentamiento de la caldera, y el vapor pueda alcanzar la temperatura de diseño.

El oxigeno de alta pureza se lleva a la zona de quemadores de tal manera que se garantiza la combustión segura del carbón pulverizado, y la baja producción de NOx.

Se ha determinado por la Babcock & Wilcox que aunque la composición de los gases de combustión es diferente entre una caldera convencional y otra adaptada para el Oxi combustión, una caldera existente se puede adaptar al sistema Oxi combustión, sin que sea necesario introducir cambios en las aéreas ni configuraciones de los paneles de tubos de súper y recalentamiento, ni de las otras superficies de intercambio de calor.

Una fracción de los gases producidos se retira de la caldera, a través de los dispositivos de control ambiental pertinentes, se limpia y comprime para su deshecho o utilización posterior. Esta purga de caldera afecta un volumen de gases muy inferior al producido en una caldera de carbón pulverizado convencional, y elimina la concentración previsible de humedad y óxidos de azufre que podrían inducir problemas de corrosión.


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3.1.5.1.1 Isla de combustión y generación eléctrica En el estado actual de desarrollo de las unidades de Oxicombustión, este sistema se pretende instalar en unidades supercríticas nuevas, con el fin de utilizar como base, una tecnología de madurez avanzada, de alta confiabilidad y disponibilidad. Eventualmente se instalará en unidades ultra supercríticas para aprovechar su más alta eficiencia térmica.

En la caldera supercrítica se realiza la combustión del carbón pulverizado con el oxigeno de al menos 95% de pureza producida en la isla correspondiente, en lugar de aire, y los gases producto de esta combustión se recirculan mediante ductos, ventiladores, compuertas y sistemas de control apropiados. Se inserta en los ductos de recirculación de gases un par de equipos adicionales: un enfriador de los gases para condensar el agua de los gases en recirculación, y un calentador de gases, localizado luego de este enfriador, el cual eleva la temperatura de los gases en recirculación de 5 a 8 grados centígrados con el fin de evaporar las gotas de agua remanentes del enfriamiento.

Los gases recirculados se utilizan para reemplazar en sus funciones al aire primario y secundario de las calderas sub y supercríticas. Por tanto se utilizan tanto para secado y transporte del carbón pulverizado, como para soporte de la combustión del carbón en la zona de quemadores. El oxigeno generado en su isla, se inyecta después del calentador de aire en dosificación apropiada en las dos líneas de gas recirculado, primaria y secundaria, para lograr una combustión segura y de baja generación de NOx. Se construye un by pass al calentador de aire, por el cual se envía una parte de los gases de recirculación (o aire durante los arranques de unidad) y se establece el control automático de la temperatura del gas utilizado en la pulverización del carbón y los quemadores.

La Babcock and Wilcox ha producido ya diseños particulares para los quemadores de bajo NOx a utilizar en oxicombustion. Estos quemadores, denominados DRB-4Z, incorporan toberas de sobrefuego para el oxigeno, para lograr la oxidación por etapas del carbón pulverizado, y de inyectores de oxigeno tanto en la línea de gases secundaria como en el quemador mismo.

Por cuanto la combustión del carbón se efectúa ahora no con aire, sino tan sólo con el oxigeno del mismo, la masa de gases de combustión producida es tan solo la cuarta parte aproximadamente de la generada con combustión con aire, por lo cual la recirculación es necesaria, en la actual etapa de desarrollo de esta tecnología, para tener el flujo másico apropiado de gases que transfieran adecuadamente el calor estos gases al agua y el vapor en las tuberías de la calderas.

Los gases de combustión tienen ahora una composición fundamentalmente de CO2 (60%) y agua (34%), con el oxigeno en 4% aproximadamente, mientras que, a guisa de comparación, en las calderas convencionales a carbón pulverizado, los valores de CO2 y agua podrían estar, en un caso particular, alrededor del 12% y 8% respectivamente, con el N2 y el oxigeno en 73% y 5% respectivamente.

El cambio en la composición de los gases de combustión, según la Babcock & Wilcox, investigador y diseñador de la primer unidad a nivel comercial, no implica cambios en las superficies de transferencia de calor de las calderas, ni afecta sensiblemente la eficiencia de funcionamiento de estas. Aunque es necesario tener en cuenta que ahora los gases


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calientes en Oxicombustion poseen una mayor emisividad, aunque la mayor densidad de los gases de combustión reduce su efecto en la transferencia de calor.

La recirculación de los gases de combustión, necesaria para el buen funcionamiento térmico de la caldera, conduce a la concentración eventual de todos aquellos que los componen. Por tanto, para la nueva composición de gases de combustión, es factible técnica y económicamente atrapar el CO2, gas mayoritario en la mezcla, pues es cuestión de purgar permanentemente parte de los gases, retirar el agua mediante su condensación, extraer los otros gases nocivos que se considere necesario, y comprimir el CO2 para su transporte y uso en la industria petrolera o su secuestro en salinas subterráneas.

La purga permanente de los gases de combustión mantiene bajo control la concentración de los gases individuales que los componen, algunos corrosivos tal como los de azufre, y la humedad, que de otra manera ocasionarían daños a la instalación.

Pero dado que la generación de gases de combustión es ahora solo la cuarta parte aproximadamente que cuando se oxida el carbón pulverizado con aire, el tamaño de los equipos de recirculación y purga de gases y de ductos correspondiente, así como el consumo de energía asociado a su movimiento, es bastante menor que en los circuitos equivalentes en las tecnologías sub y supercríticas.

La caldera, el turbogrupo y los componentes eléctricos son los equipos normales de una unidad supercrítica o ultrasupercrítica.

3.1.5.1.2 Isla de la Unidad Separadora del Aire (USA) Los dos métodos de separación de los componentes del aire con madurez extensa y en uso comercial, y ya pre seleccionados por el DOE de Estados Unidos para uso en la Oxicombustion son: el de Destilación Criogénica (DC) y el de la Membrana Transportadora de Iones (MTI).

A continuación se hará una descripción de ambos métodos, según información de circulación abierta de la empresa Air Liquide.

3.1.5.1.2.1 Método de destilación criogénica En este método se siguen una serie de pasos hasta obtener la separación del aire y el nitrógeno del aire, a saber:

• Compresión del aire • Pre enfriamiento del aire • Purificación del aire • Refrigeración del aire • Producción en frio y destilación

La descripción del proceso es la siguiente:

1. Compresión del aire. Se dispone normalmente de dos compresores principales impulsados por motores eléctricos, los cuales absorben el aire a través de sus filtros instalados para remover el material particulado del aire atmosférico. Como


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es normal en los diseños de compresores, el aire se refrigera entre etapas de compresión en intercambiadores de calor tubulares enfriados por agua.

2. Pre enfriamiento del aire. El aire comprimido que proviene de la descarga de los compresores se refrigera en una torre denominada de lavado por agua, la cual dispone de sus propias bombas centrifugas para circulación del agua, a la cual envían tanto a la torre de refrigeración como a la parte superior de una torre de enfriamiento, en la cual se enfría a baja temperatura intercambiando calor con nitrógeno seco, y se acumula en un pozo de la torre, de donde la succionan las bombas y la envían a la torre de lavado por agua. El proceso en la torre de lavado por agua contribuye a la eliminación de algunas impurezas gaseosas en el agua.

3. Purificación del aire. Se efectúa haciendo circular el aire pre enfriado a través de una de dos torres de purificación en cuya parte inferior se encuentra un lecho compuesto de alúmina activada y una malla molecular, la primera de las cuales atrapa la humedad y el gas carbónico que transporte el aire, y la segunda al gas carbónico. Los lechos se someten periódicamente a una regeneración para recuperar su capacidad de limpieza del aire.

4. Refrigeración del aire. La corriente de aire seco que proviene de las torres de purificación de aire se separa en dos chorros los cuales se dirigen inicialmente hacia el intercambiador de calor principal, en el cual el aire se lleva casi a condición de líquido, intercambiando calor con nitrógeno seco que circula en este intercambiador. Entonces uno de los chorros de aire se envía hacia la parte superior de una torre de alta presión, como materia prima. El otro chorro se convierte en líquido al intercambiar calor con el producto denominado GOX por Air Liquide, y entonces se convierte parte en vapor al hacerlo expandir mediante una válvula, y el aire vaporizado se envía a una torre de baja presión. El aire líquido se divide en dos corrientes, una se envía a la torre de alta y otra a la de baja presión mencionadas. La cantidad de refrigeración necesaria para convertir en líquido al aire se obtiene de la expansión del nitrógeno. De la parte superior de la torre de alta presión se extrae nitrógeno gaseoso el cual se expande en un recipiente especial y se envía al intercambiador de calor principal, en donde, como se señaló en párrafo anterior, enfría al aire casi a condición de líquido.

5. Destilación y producción de frío. Dentro de la torre de alta presión el aire se ha dividido en un líquido rico en oxígeno, situado en la parte inferior de la torre, y nitrógeno casi puro en la parte superior de esta. La separación de los elementos del aire tiene lugar en esta torre, mediante el proceso clásico de las columnas de rectificación, mediante la interacción de un vapor que se eleva y un líquido que desciende atravesando secciones empaquetadas. El liquido en se enriquece de oxigeno en su descenso, hasta que en la parte inferior es oxigeno del 95 al 99 %


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de pureza, y el vapor pierde oxigeno en cada paso de empaquetaduras, hasta que llega a la parte superior casi como nitrógeno puro.

3.1.5.1.2.2 Método de Membrana Transportadora de Iones (MTI) Este método de producción de oxigeno consiste en llevar aire caliente a 800 grados centígrados a unas membranas de cerámica especiales, que resisten la alta temperatura, y son selectivamente ávidas del oxigeno, el cual dejan difundirse a través de ellas, a la vez que rechazan el paso del nitrógeno y otros gases que componen el aire.

Como resultado del filtrado del aire en estas membranas, se obtiene oxigeno puro casi al 100%, y un aire empobrecido de oxigeno de alta temperatura, al cual se le puede expandir en una turbina y generar cantidades altas de energía eléctrica, si se está produciendo oxigeno para la Oxicombustión de una caldera de potencia.

3.1.5.1.3 Sistema de recuperación del CO2 en Oxicombustion Para atrapar, deshumectar, limpiar y comprimir el CO2 producto de la combustión se lleva a cabo el siguiente proceso:

3.1.5.1.3.1 Deshumectación Los gases de combustión recién generada y de recirculación se envían al enfriador dispuesto en los ductos de gases y se enfrían a 57 grados centígrados aproximadamente, por lo cual parte sustancial del agua que contienen se condensa y se retira del circuito de gases. Aproximadamente el 30% de los gases deshumectados y enfriados se envía hacia los sistemas de secado, purificación y compresión de CO2, el resto de los gases se recircula.

3.1.5.1.3.2 Secado El secado del CO2 se finaliza en un par de torres con lecho absorbente formado de alúmina activada. Esta se regenera periódicamente mediante una corriente de nitrógeno seco que se envía desde la unidad separadora del aire.

3.1.5.1.3.3 Limpieza Los gases inertes y los contaminantes se envían hacia los sistemas de control dispuestos para ello en el sistema, y, los que no se absorben, se ventean hacia la atmósfera.

3.1.5.1.3.4 Compresión del CO2 El CO2 se comprime hasta la condición de fluido supercrítico, a 150 bares aproximadamente y 35 grados centígrados; con estos parámetros se envía para su aprovechamiento en pozos petroleros o a su secuestro final subterráneo.

3.1.5.1.4 Comportamiento de unidades súper y ultra supercríticas adaptadas para oxicombustión

El Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), publicó en agosto del año en curso un informe preparado para éste, según contrato DOE/NETL-2007-1291, en el cual


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se consigna un análisis teórico sobre la oxicombustión en centrales generadoras, comparando los resultados obtenidos al calcular el comportamiento de centrales supercríticas y ultra supercríticas, con combustión con aire y con oxígeno, produciendo el oxígeno por medios criogénicos o por membranas, atrapando y sin atrapar el CO2.

En total se analizaron siete casos, como se presenta a continuación:

- Caso 1. Unidad supercrítica (SC), combustión con aire, sin captura del CO2. - Caso 2. Unidad ultra supercrítica (USC), combustión con aire, sin captura del CO2. - Caso 3. Unidad supercrítica, combustión con aire, con captura del CO2 con

aminas. - Caso 4. Unidad ultra supercrítica, combustión con aire, con captura del CO2 con

aminas. - Caso 5. Unidad supercrítica, combustión con oxigeno, unidad separadora de aire

(U.S.A), con captura del CO2. - Caso 6. Unidad ultra supercrítica, combustión con oxigeno, unidad separadora de

aire (U.S.A), con captura del CO2. - Caso 7. Unidad supercrítica, combustión con oxigeno producido por MTI, con

captura del CO2. (MTI: Membrana de Transporte de Iones)

Los resultados obtenidos son los siguientes:

3.1.5.1.4.1 Generación de Energía y Heat Rate

Tabla 3-9 Generación de Energía y Consumo Térmico en Oxicombustión49

COMBUSTION CON AIRE COMBUSTION CON OXIGENO

Sin captura de CO2 Con captura de CO2 Criogénico MTI

Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7

SC/Aire USC/Aire SC/Aire USC/Aire SC/U.S.A USC/U.S.A SC/MTI

Producción y eficiencia

Flujo vapor lbm/hr 3,581,311 3,100,955 5,113,170 4,217,953 4,968,298 4,193,226 4,419,240Consumo Térmico de turbina BTU/KWh 7,604 6,726 10,945 9,282 10,696 9,093 9,427

Expansor sistema MTI kW 206,970

Capacidad turbovapor kW 583,812 582,651 666,625 650,030 792,512 772,611 713,600Capacidad bruta kW 583,812 582,651 666,625 650,030 792,512 772,611 920,570

En las cifras del consumo térmico de la turbina se aprecia tanto el impacto de capturar el CO2, como el de generar el oxígeno por los métodos criogénico y de membrana.

En el sistema de producción de oxígeno por membranas, el cual se realiza a alta temperatura, caso 7, se evidencia que la recuperación de la energía del aire caliente empobrecido de oxígeno, a 800 grados centígrados, en un turbogenerador, mejora sensiblemente el consumo térmico global, pues se obtienen 206,97 megavatios en esta recuperación.

49 DOE, Pulverized coal Oxycombustion power plants, DOE/NETL 2007/1291


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Se considera que en el avance de la tecnología de producción de oxigeno por membranas cerámicas se cuenta con la expectativa de hacer cada vez más factible financieramente la expansión de la tecnología de oxicombustión.

3.1.5.1.4.2 Potencia de los equipos y sistemas auxiliares La tabla a continuación presenta la potencia eléctrica asociada al funcionamiento de los equipos auxiliares estudiados, y se encuentra que la potencia asociada a la oxicombustión para producir el oxigeno, comprimir el CO2, y energizar auxiliares de los procesos, en los casos 5, 6 y 7 se encuentra en el rango de 219 a 368 megavatios aproximadamente.

Tabla 3-10 Potencia de los equipos y sistemas auxiliares49

COMBUSTION CON AIRE COMBUSTION CON OXIGENO Sin captura de CO2 Con captura de CO2 Criogénico MTI Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7 SC/Aire USC/Aire SC/Aire USC/Aire SC/U.S.A USC/U.S.A SC/MTI

EconamineFG+ kW 21,430 18,830 U.S.A. kW 130,270 119,740 266,970 Compresión CO2

kW 47,150 44,192 78,560 67,000 64,950

Planta Auxiliar kW 30,010 26,770 49,300 41,956 37,490 32,500 34,290 Potencia Total Auxiliares kW 30,010 26,770 117,880 104,979 246,320 219,240 368,210

Capacidad Neta kW 553,802 555,881 548,746 545,051 546,192 553,371 552,360

3.1.5.1.4.3 Alimentación total de energía térmica, (en HHV), a las calderas y procesos auxiliares. Eficiencia de caldera

La siguiente tabla presenta la información pertinente:

Tabla 3-11 Alimentación total de energía térmica49




SC/Aire USC/Aire SC/Aire USC/Aire SC/U.S.A USC/U.S.A SC/MTI

Eficiencia caldera (HHV) Fracción 0.879 0.879 0.873 0.873 0.886 0.88 0.893

Flujo de carbón lbm/hr 410,563 364,547 589,747 496,764 565,295 490,158 500,000Energía en carbón (HHV) 10^6 Btu/hr 4,790 4,253 6,880 5,795 6,595 5,718 5,833

Flujo gas natural lbm/hr 38,831Energía en gas natural (HHV) 10^6 Btu/hr 885

Ingreso total calor en combustibles (HHV) 10^6 Btu/hr 4,790 4,253 6,880 5,795 6,595 5,718 6,718


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Figura 3-6 Oxi Combustión - Esquema del Proceso

El Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) ha producido en Agosto del 2007 un informe titulado “Bituminous coal to electricity. Final Report”, en el cual se consignan los resultados de pruebas efectuadas con tecnología Oxi-combustión en unidades supercríticas (SC) y ultrasupercríticas (USC) existentes.

Se comparan resultados con las unidades en funcionamiento convencional, de combustión con aire, y con funcionamiento en Oxi-combustión. Para el caso de combustión con aire, se hicieron pruebas sin atrapar y atrapando el CO2, en este caso utilizando aminas para tal efecto.

En la condición de operación de Oxi-combustión, la combustión se realizaba utilizando oxigeno producido en una unidad separadora de aire (Criogénico, ASU) o con tecnología ITM.

Durante las pruebas, todas las unidades se operaban manteniendo una capacidad neta de 550 MW.

Los resultados de funcionamiento se encuentran en la siguiente tabla:


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Tabla 3-12 Oxi Combustión - Desempeño50


Sin captura de CO2 Con captura de CO2 Criogénico ITM


SC/Aire USC/Aire SC/Aire USC/Aire SC/ASU USC/ASU SC/ITM

Capacidad bruta kW 583,812 582,651 666,625 650,030 792,512 772,611 920,570

Potencia Auxiliares

Econamine FG+ kW 21,430 18,830

A.S.U. kW 130,270 119,740 266,970

Compresión CO2 kW 47,150 44,192 78,560 67,000 64,950

Total Auxiliares planta kW 30,010 26,770 117,850 104,979 246,320 219,240 368,210

Capacidad neta 553,802 555,881 548,746 545,051 546,192 553,371 552,360Consumo especifico neto, HHV BTU/kWh 8,649 7,651 12,538 10,632 12,074 10,333 12,162

Eficiencia térmica neta, HHV % 39.5 44.6 27.2 32.1 28.3 33.0 28.1

De esta tabla se hace evidente el alto requerimiento de potencia para la producción de oxigeno en la planta separadora de aire, (ASU), para la tecnología Oxi combustión, y, por tanto, la reducción acentuada de la eficiencia térmica de las plantas supercrítica y ultrasupercrítica cuando trabajan con esta tecnología, en su estado actual de desarrollo.

También se hace evidente que la selección de plantas criticas y supercríticas para implementar la tecnología Oxi combustión obedece a la necesidad de tener la máxima eficiencia factible en una unidad que opere con carbón pulverizado, para poder eventualmente absorber relativamente la demanda alta de energía en la unidad separadora de aire.

Los Casos expuestos en la Tabla 3-12 se refieren a:

• Caso 1. Supercrítica, combustión con aire, sin captura del CO2.

• Caso 2. Ultrasupercrítica, combustión con aire, sin captura del CO2.

• Caso 3. Supercrítica, combustión con aire, con captura del CO2 con aminas.

• Caso 4. Ultrasupercrítica, combustión con aire, con captura del CO2 con aminas.

• Caso 5. Supercrítica, combustión con oxigeno, unidad separadora de aire, con captura del CO2.

• Caso 6. Ultrasupercrítica, combustión con oxigeno, unidad separadora de aire, con captura del CO2.

• Caso 7. Supercrítica, combustión con oxigeno producido por ITM, con captura del CO2.

50 DOE, Pulverized coal oxycombustion power plants, DOE/NETL 2007/1291


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3.1.5.2 Rangos de desempeño En la tabla a continuación se encuentra la información respectiva, para los siete casos en estudio.

Tabla 3-13 Eficiencias netas49




SC/Aire USC/Aire SC/Aire USC/Aire SC/U.S.A USC/U.S.A SC/MTIConsumo especifico neto, HHV BTU/KWh. 8,649 7,651 12,538 10,632 12,074 10,333 12,162

Eficiencia térmica neta, HHV % 39.5 44.6 27.2 32.1 28.3 33.0 28.1

Penalización en energía % puntos netos -5.1 12.2 7.4 11.2 6.4 11.4

De los datos contenidos en esta tabla surgen varias conclusiones interesantes:

• En la oxicombustión atrapando el CO2, el mejor heat rate lo presenta la unidad ultra supercrítica.

• En unidades súper críticas atrapando el CO2, la tecnología de producción de oxigeno por medio criogénico arroja un mejor heat rate neto, que la tecnología de membranas.

• De las unidades en oxicombustión atrapando y comprimiendo el CO2, la unidad ultra supercrítica es la que menos eficiencia pierde (6,4%) respecto a la unidad supercrítica que funciona con aire sin atrapar el CO2.

• De las unidades supercríticas con tecnologías de producción de oxígeno, la de sistema criogénico pierde menos eficiencia neta que la de membranas cerámicas, al estado actual de las tecnologías.

De los datos anteriores, y con referencia tan sólo a esta parte de eficiencias y consumos de energía, se puede deducir que las unidades ultra supercríticas son la mejor opción para la oxicombustión.

3.1.5.3 Características de la oferta de equipos Los siguientes elementos de juicio permiten entender las condiciones comerciales con las cuales se encuentra la tecnología Oxi combustión.

• Madurez

Esta tecnología se encuentra en condiciones previas a la demostración. La empresa Babcock & Wilcox está en negociaciones con la empresa canadiense SaskPower para construir una central de 300 MWe en Boundary Dam, para generar la energía eléctrica y vender el CO2 a la empresa petrolera EOR, para recuperación mejorada del petróleo en sus pozos. Esta sería la primera de su género de capacidad comercial.


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• Proveedores

La empresa Babcock & Wilcox es la empresa que ha realizado mayores avances en investigación e ingeniería para Oxicombustión.

• Costos en Estados Unidos

El estudio del DOE mencionado presenta costos totales de planta calculados, incluyendo equipos, materiales, mano de obra en construcción, ingeniería y administración, contingencias del proceso y del proyecto.

Tabla 3-14 Costos totales en Estados Unidos de las plantas de Oxicombustión49

Caso Capacidad neta kW

Costo total de planta incluye contingencias

Costo total de planta excluye contingencias Caso

1000 USD USD/kW 1000 USD USD/kW

1 553,802 865,818 1,563 773,425 1,397 No CO2,SC, Aire

2 555,881 912,193 1,641 790,209 1,422 No CO2,USC, Aire

3 548,746 1,567,622 2,857 1,318,737 2,403 Si CO2,SC, Aire

4 545,051 1,562,511 2,867 1,292,006 2,370 Si CO2,USC, Aire

5 546,192 1,600,097 2,930 1,381,727 2,530 Si CO2,SC, U.S.A

6 553,371 1,603,497 2,898 1,354,040 2,447 Si CO2,USC, U.S.A

7 553,360 1,457,796 2,639 1,258,294 2,278 Si CO2,SC, MTI

Estas cifras representan los costos totales de las plantas en las siete configuraciones estudiadas, e incluyen: equipos, materiales, mano de obra de construcción, administración, contingencia de proceso y contingencias de proyecto. Los costos están presentados en dólares de Estados Unidos del 2007, para una construcción totalmente nueva, colocada en algún lugar del medio oeste de Estados Unidos.

Se puede resaltar lo siguiente:

• Excluir las contingencias de los proyectos con unidades SC y USC reduce notablemente los costos. El utilizar componentes en etapa comercial, de madurez avanzada, en la composición de las centrales críticas y ultra supercríticas, mejora el costo total de las plantas.

• Los costos actuales frenan todavía la competitividad de estas unidades. • El poder comercializar el CO2, por ejemplo para la industria petrolera, mejora la

factibilidad financiera de instalar el sistema de oxicombustión.

3.1.5.4 Tiempos de Construcción No se cuenta todavía con un estimativo del tiempo de construcción.

3.1.5.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Esta tecnología se encuentra en etapa incipiente de demostración, pero los sistemas y equipos utilizados son convencionales, lo cual hace que los riesgos asociados a los equipos sean bajos o inexistentes.


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3.1.5.6 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología se encuentra en estado de demostración.


Es conveniente observar con interés el desarrollo de esta tecnología toda vez que en Colombia podría utilizarse el CO2 atrapado con ella, en la industria petrolera, para realizar el recobro mejorado de algunos pozos, lo cual, de ser factible, mejoraría el aspecto financiero de instalación de una central de tal tecnología en el país.

3.1.5.7 Análisis Cualitativo Todavía no se encuentra instalada ninguna unidad de Oxicombustion de tamaño comercial.

La empresa Babcock and Wilcox (B&W) tiene un contrato con la empresa canadiense Saskatchewan Power (SaskPower) para construir e instalar una unidad de 300 MWe, y SaskPower comercializara tanto la electricidad generada como el CO2 capturado, el cual venderá a una empresa petrolera para recuperación mejorada de pozos.

La central se construirá utilizando una unidad separadora de aire fabricada comercialmente por la empresa Air Liquide, una caldera supercrítica fabricada por la B&W, y un sistema de limpieza y compresión de CO2 integrada con equipos comerciales.

Todos los elementos de esta unidad de Oxicombustion son convencionales, aunque algunos diseños, por ejemplo la mezcla de los gases de recirculación con el oxigeno y los quemadores, todavía deben probarse a escala comercial.

Se considera que el uso de elementos convencionales reduce el riesgo total a valores tan bajos, que la unidad de Oxicombustion es factible financieramente.

La expectativa es que la disponibilidad y la confiabilidad serán altas desde el inicio de la operación de la unidad.

3.2 TECNOLOGÍAS LIMPIAS DE CARBÓN CON COMBUSTIÓN EN LECHO FLUIDIZADO

En esta tecnología el carbón, un absorbente de azufre, caliza o dolomita, y un material inerte, que normalmente es la misma ceniza del carbón, se encuentran al interior de un cilindro de diseño especial, en donde chorros de aire los suspenden e incluso hacen recircular, y el carbón se quema y libera su energía al interior de esta masa que se comporta como un fluido, con una temperatura de combustión de alrededor de tan sólo 850 grados centígrados, lo cual minimiza la generación de gases NOx, a la vez que el material absorbente reacciona con los gases SO2 emitidos por el carbón, produciendo carbonatos de azufre y atrapando a este en el residuo sólido resultante.

Los gases calientes resultantes de la combustión se limpian por medios mecánicos, ciclones y se dirigen después a un generador de vapor para impulsar un turbogenerador y producir electricidad en ciclo simple.


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En la tecnología de combustión de carbón en lecho fluidizado se cuenta con dos procesos definidos de acuerdo a su presión de trabajo: el lecho fluidizado a presión atmosférica, y el lecho fluidizado presurizado. A su vez, cada uno de estos dos procesos puede ser de tipo burbujeante o de tipo circulante.

A continuación se presentaran algunos conceptos sobre los primeros dos procesos, aquellos que operan a presión atmosférica.

Figura 3-7 Lecho fluidizado a presión atmosférica - Esquema del proceso

3.2.1 Lecho fluidizado burbujeante a presión atmosférica El recipiente en el cual se efectúa la combustión del carbón es un cilindro en cuya base se encuentra una placa en la cual se instalan las boquillas de ingreso del aire al sistema, el cual a una velocidad de 1 a 3 metros por segundo levanta la mezcla de carbón, caliza o dolomita y arena o ceniza y esta mezcla permanece en ignición de manera burbujeante, a la relativamente baja temperatura de 850 grados centígrados, atrapando los óxidos de azufre y reduciendo la producción de gases de nitrógeno, NOx. El lecho fluidizado conserva una superficie superior definida.

La arena o ceniza como una masa grande de material inerte caliente contribuye a estabilizar y controlar la temperatura del proceso, y por medio de la velocidad de su extracción, a controlar la altura del lecho. La dosificación de alimentación del carbón también contribuye al control de esta temperatura.


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Un haz de tubos del generador de vapor queda dentro de la masa ígnea burbujeante, generando vapor y ayudando a controlar la temperatura de la combustión, y otros haces permanecen sobre esta masa recibiendo el calor de los gases circulantes por convección. El vapor así producido impulsa al turbogenerador y se genera la electricidad.

Los gases de la combustión pasan hacia la chimenea a través de un precipitador electrostático o un filtro de talegas.

3.2.1.1 Descripción de la Tecnología Estas unidades pueden quemar sin demerito en su funcionamiento diferentes calidades y tipos de combustible, siendo una tecnología de verdadera flexibilidad al respecto. Puede quemar al menos: lignitos, carbones bituminosos, carbones subbituminosos, residuos del lavado de carbón, coque de petróleo, desechos de madera y biomasa.

Es tecnología de particular interés para aprovechar los carbones de bajo poder calorífico y/o rango, y para combinarse con las plantas de lavado y aprovechar el poder calorífico de los residuos de esta actividad.

La temperatura de combustión de 850 grados centígrados conduce a una baja generación y emisión de óxidos de nitrógeno, localizada en el rango de 100 a 300 ppm. Adicionalmente la remoción de óxidos de azufre esta en el rango del 70 al 90 por ciento, dependiendo de las características del carbón y la relación molar utilizada para el proceso entre la caliza y el azufre.

3.2.1.2 Rangos de Desempeño La eficiencia térmica de esta tecnología es similar a la de las centrales a carbón pulverizado, alrededor del 35%.

La disponibilidad de planta es superior al 85%.

La vida útil es superior a los 20 años.

Aunque en general las plantas son de potencia menor a 100 MWe, y la mayoría tienen menos de 50 MWe, se cuenta con algunas centrales entre 100 y 200 MWe. La República Popular China ha instalado más de 2000 pequeñas unidades generadoras en esta tecnología.

Esta tecnología no solo es apropiada para nuevas centrales, sino que también es muy recomendada para repotenciar unidades existentes.

3.2.1.3 Características de la oferta de equipos Los siguientes elementos de juicio permiten entender las condiciones comerciales con las cuales se encuentra disponible esta tecnología.

• Madurez

Esta tecnología cuenta ya con una madurez extensa para uso con combustibles de bajo rango, tanto en tiempo como en número de unidades instaladas en operación comercial lo cual se refleja en su nivel de disponibilidad del 85%.


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• Proveedores

Algunos proveedores de reconocimiento en el mercado mundial, y en la zona de influencia económica de Colombia, son, al menos: Foster Wheeler (USA), ALSTOM, Babcock and Wilcox (USA).


Se sabe que los costos son menores que los calculados para la tecnología de lecho fluidizado circulante a presión atmosférica, reportados en este informe.

3.2.1.4 Tiempos de Construcción Del tiempo correspondiente no se dispone de información confiable, en un documento el World Bank afirma que el tiempo de construcción es similar al de las unidades convencionales de carbón pulverizado, aunque en otro documento de este mismo organismo se afirma que el tiempo es inferior en un año al de las unidades de carbón pulverizado convencional, dado que su configuración está disponible en presentación modular, sin embargo adicional al tiempo de fabricación, es conveniente confirmar la disponibilidad y el tiempo requerido por los fabricantes para satisfacer los pedidos..

3.2.1.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Esta tecnología ha alcanzado ya madurez extensa para módulos de hasta 100 MWe.

Su eficiencia térmica es similar a la obtenida en las tecnologías de carbón pulverizado en condiciones de caldera subcrítica.

El impacto ambiental es muy inferior al de las tecnologías de carbón pulverizado en lo referente a las emisiones de NOx y SO2.

Esta tecnología presenta una amplia flexibilidad en los tipos de carbón y combustibles que puede quemar, simultánea y alternativamente y, de preferencia, puede quemar carbones de bajo poder calorífico.

Los desechos sólidos de la caldera han sido clasificados como inocuos en los Estados Unidos de América.

3.2.1.6 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología satisface los requerimientos de la legislación ambiental colombiana.

La potencia instalada de unidades en esta tecnología, ya con madurez avanzada en carbones de bajo rango, es de hasta 100 MWe.

En Colombia se dispone de reservas de los tipos de carbón que se puede consumir en esta tecnología, y algunos de bajo poder calorífico y alto contenido de cenizas como los del Valle del Cauca y el Cauca, de una parte, y los de Córdoba, por otra, que no tienen un mercado amplio por sus características de calidad, podrían utilizarse en esta tecnología de ABCB. También en el Cerrejón, donde se encuentran mantos de carbón de bajo poder calorífico y los rechazos de la planta lavadora, esta tecnología es adecuada para aprovechar estos recursos.


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3.2.2 Lecho fluidizado circulante a presión atmosférica La configuración de esta tecnología es bastante similar a la del lecho fluidizado burbujeante, pero ahora el recipiente en el cual se efectúa la combustión del carbón es un cilindro en cuya base se encuentra una placa en la cual se instalan las boquillas de ingreso del aire al sistema, ahora a una velocidad de 6 a 10 metros por segundo, con lo cual entra en suspensión la mezcla de carbón, caliza o dolomita y ceniza y esta mezcla permanece en forma de un lecho turbulento, el cual hace combustión a una temperatura relativa de 850 grados centígrados, atrapando los óxidos de azufre con la caliza o dolomita y minimizando la formación de gases de nitrógeno, NOx, en mayor medida que en la tecnología de lecho fluidizado burbujeante.

Este proceso de lecho fluidizado circulante es preferido al de lecho burbujeante en los países industrializados por este mayor control de las emisiones de gases contaminantes.

La ceniza como una masa grande de material inerte caliente contribuye a estabilizar y controlar la temperatura del proceso, y por medio de la velocidad de su extracción, a controlar la altura del lecho. La dosificación de la alimentación del carbón contribuye al control de esta temperatura.

Los haces de tubos del circuito agua-vapor dentro de la caldera se encuentran localizados después del ciclón que atrapa las partículas, fuera del lecho turbulento, recibiendo el calor de la combustión del carbón por convección. El vapor aquí producido impulsa al turbogenerador y se genera la electricidad. Adicionalmente se dispone de tubería para generar vapor en un intercambiador externo de calor, al cual se llevan sólidos de la parte inferior del ciclón, los cuales se enfrían al calentar la tubería del sistema de vapor dispuesta en este intercambiador.

Los gases de la combustión se limpian mecánicamente en el ciclón y el material particulado regresa al cilindro de combustión, mientras los gases relativamente limpios pasan a través de un calentador de aire para el aire de combustión, y posteriormente hacia la chimenea a través de un precipitador electrostático o un filtro de talegas.

3.2.2.1 Descripción de la Tecnología Esta tecnología es de particular interés para aprovechar los carbones de bajo poder calorífico y/o rango, y para combinarse con las plantas de lavado y aprovechar el poder calorífico de los residuos de esta actividad. Es apropiada también en los lugares en que se debe satisfacer una legislación ambiental exigente, tal como en los países industrializados.

Esta tecnología se basa en el concepto de quemar en un combustor de diseño especial una diversidad de combustibles, tales como coque de petróleo, biomasa y/o carbones de bajo rango y altos contenidos de ceniza y contaminantes, a una temperatura de 850 grados centígrados aproximadamente, en presencia de caliza o dolomita.

Debido a la baja temperatura de combustión, la ceniza de la mayoría de los combustibles no se funde en el combustor, lo cual hace a este independiente de las características de las cenizas, y le permite tener flexibilidad en los combustibles que quema.


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La temperatura de combustión de 850 grados centígrados, el lecho fluidizado turbulento y la inyección de aire por etapas conducen a una muy reducida generación y emisión de óxidos de nitrógeno (100 a 300 ppm), la cual se puede disminuir hasta 10 ppm mediante la adición de un sistema selectivo de reducción no catalítica (SNCR), y a una remoción de óxidos de azufre que alcanza el 95 por ciento, utilizando una relación molar entre la caliza y el azufre en la combustión en el rango entre 1.5 y el 2.0.

El combustor tiene en su interior una carga adecuada de arena y/o ceniza del carbón la cual, con el combustor en servicio, se encuentra en estado de incandescencia. El combustible a utilizar se alimenta en el combustor simplemente triturado a un tamaño de partículas en el rango 12-3 mm x 0.

Por la parte inferior del combustor se inyecta aire a velocidades alrededor de 6 metros por segundo, por lo cual la mezcla de arena/ceniza y combustible entra en estado de fluidización y circula hacia un ciclón de gran tamaño en el cual se separan los gases y las partículas incandescentes. La temperatura en el combustor es homogénea debido a la condición de fluidización. La densidad del fluido de partículas incandescente es homogénea también, pero tiende a ser un poco mayor en la parte inferior del combustor.

Las partículas se mueven dentro del combustor a velocidades menores que las del gas lo cual, junto al hecho del diseño alongado del combustor y a la recirculación de las partículas inertes y de combustible en el ciclón, conduce a que el tiempo de residencia de éstas llegue a ser de varios minutos, (en una caldera convencional es de alrededor de un segundo), por lo cual se puede quemar un amplio rango de distintos combustibles y tener un contenido bajo de inquemados en la ceniza. Las partículas de combustible recirculan entre combustor y ciclón de 10 a 50 veces aproximadamente, dependiendo de su tamaño y su reactividad.

Los gases transfieren su calor a la tubería que se encuentra tanto en el combustor como fuera de él, de esta forma se produce parte del vapor para la turbina. Las partículas incandescentes atrapadas en el ciclón recirculan hacia el combustor, y, mediante intercambiadores de calor, calientan el agua que circula al interior de las tuberías con lo cual se contribuye a generar más vapor para la turbina. La erosión de las tuberías por las partículas fluidizadas es un factor que incide en el diseño de estas unidades AFBC.

La temperatura de combustión, relativamente baja de aproximadamente 850ºC controla la generación del NOx, a valores que son el 25% aproximadamente de los de una caldera convencional. La adición de caliza o dolomitas al lecho atrapa el SO2 formado hasta en un 90%.

Los desechos sólidos de las calderas AFBC han sido clasificados como inocuos (non hazardous) en Estados Unidos, lo cual facilita su uso en la industria de la construcción.

La siguiente gráfica presenta los componentes principales de una unidad de lecho fluidizado atmosférico, según diseño de la empresa ALSTOM.


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Figura 3-8 Componentes principales de una unidad de lecho fluidizado atmosférico

Los sistemas principales que integran a una unidad AFBC de 150-300 MWe, son los siguientes:

3.2.2.1.1 Combustor de lecho fluidizado En esta unidad tiene lugar el ingreso del combustible y la caliza o dolomita, así como del aire de fluidización, y se deposita inicialmente la arena y la ceniza que son los inertes que conforman el mayor volumen del lecho.

El diseño geométrico del combustor requiere un proyecto avanzado pues influye en la eficiencia esperada de mezclado de aire, combustible e inertes, para lograr el grado de fluidización de presión y temperatura homogéneas que se requiere en el proceso.

El aire de fluidización, aire primario para la combustión, ingresa por la parte inferior del combustor, a través de una serie de boquillas de fundición refractaria, que resisten tanto la temperatura como la atmósfera química agresiva. El diseño de las boquillas es especial para lograr la distribución adecuada del aire en la parte baja del combustor, lo cual es un factor importante en obtener el tiempo de residencia óptimo de combustible, absorbentes e inertes, que se requiere para minimizar las pérdidas de combustible por su no quemado, así como el atrapar el SO2 con los sorbentes.

El aire secundario que crea condiciones adicionales para una combustión por etapas, que genera bajas cantidades de NOx, se inyecta también en el combustor a través de


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boquillas especiales, como las del fondo del combustor, localizadas en lugares precisamente seleccionados del combustor.

En la parte superior del combustor, donde la carga de partículas en circulación es menor, se colocan algunos de los bancos de tubería de supercalentador y recalentador del vapor.

3.2.2.1.2 Ciclones. Sistema de separación gas-sólidos Un ciclón es un dispositivo que en su parte superior es cilíndrico, en la parte intermedia es un cono que se reduce en el sentido inferior y se remata con un tubo cilíndrico que une al ciclón con el dispositivo que recibirá el material recirculado.

En el centro de la parte superior del ciclón se encuentra insertado un cilindro por medio del cual los gases limpios de partículas continúan su curso hacia la caldera.

El número de ciclones varía con la potencia de la unidad generadora, pero la ingeniería de la ALSTOM, empresa líder a nivel mundial en diseño y construcción de unidades CFB, ha establecido un número de 2 ciclones para las unidades entre 100 y 200 MWe, 3 ciclones entre 200 y 300 MWe, y 4 ciclones entre 300 y 400 MWe.

Puesto que los ciclones son estructuras de aceros que reciben y manejan gases a alta temperatura, se protegen de dos maneras: o se recubren con material refractario, o se protegen con tubería de vapor, la cual hace parte de la primera etapa del supercalentador. En el caso de recubrimiento del ciclón, y otras partes de la unidad, con refractarios, se seleccionan aquellos materiales que resisten tanto la alta temperatura como la erosión.

La eficiencia de atrapado de material particulado de un ciclón depende directamente de la caída de presión a través del mismo, por tanto de la energía asociada a los ventiladores de tiro inducido del sistema. Aunque algunos diseños utilizan la dirección del flujo de los gases al entrar tangencialmente al ciclón, pero en cierto ángulo respecto a la horizontal, para optimizar la eficiencia del mismo.

3.2.2.1.3 Bancos de tubos en la caldera Los gases calientes que salen del ciclón ingresan a la caldera que, por convección, aprovecha el calor de éstos, en los bancos de tubos que sirven de economizador, recalentador y supercalentador. Para el banco del economizador se han desarrollado diseños de tubería con aletas externas en espiral.

3.2.2.1.4 Intercambiadores de calor de lecho fluidizado Estos son dispositivos que permiten la transfieren de calor de las partículas al banco de tubos instalados en su interior.

Las partículas calientes que se recogen en los ciclones se dirigen bien hacia el combustor, bien hacia los intercambiadores de calor.

Por cuanto el flujo de éstas que proviene del (o los) ciclón (es) trae una alta cantidad de energía térmica, y el flujo se puede mantener en condiciones fluidizadas en los intercambiadores, este flujo turbulento dispone de una alta tasa de transferencia de calor, todo lo cual se aprovecha para generar vapor en los intercambiadores, antes de regresar las partículas al combustor.


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Toda vez que la cantidad de partículas que se dirige hacia estos intercambiadores de calor se controla, este proceso se utiliza para controlar las temperaturas del vapor supercalentado y recalentado producido en la caldera, sin necesidad de inyectar agua de atemperación a la tubería de vapor, mejorando la eficiencia del ciclo. También se dispone de intercambiadores de calor para el banco del economizador.

3.2.2.1.5 Preparación y alimentación del combustible y los absorbentes de SO2 El combustible se tritura en general a un rango de partículas 12-3 mm x 0. El no requerir pulverización del combustible disminuye el consumo de energía en los sistemas auxiliares de la central.

La caliza se tritura usualmente hasta un tamaño de partícula menor de 25,4 mm.

Tanto el combustible como la caliza triturados se transportan hasta las tolvas de alimentación del combustor a presión atmosférica. En general se utilizan sistemas neumáticos para realizar este transporte.

3.2.2.1.6 Sistema de remoción de cenizas En atención a que las cenizas atrapadas en los dispositivos pertinentes, EPS, filtros de talegas, tienen una temperatura suficiente para inducir pérdida sensible al ciclo térmico en caso de no recuperarse el calor asociado a ellas, se dispone de varios diseños para recuperar este calor, así:

• para combustibles con alto contenido de cenizas, un intercambiador de calor de lecho fluidizado

• para combustibles de bajo e intermedio contenido de cenizas: un sistema, con refrigeración por agua, de tornillo sin fin para transporte de la ceniza, en el cual el incremento de calor en el agua se recupera en el circuito de vaporización.

3.2.2.2 Rangos de Desempeño La eficiencia térmica de esta tecnología es similar a la de las centrales a carbón pulverizado, alrededor del 35%.

La disponibilidad de planta se encuentra en el rango del 85% al 95%.

La vida útil es superior a los 20 años.

Esta tecnología no solo es apropiada para nuevas centrales, sino que también es recomendada para repotenciar unidades existentes.

3.2.2.3 Características de la oferta de equipos Los siguientes elementos de juicio permiten entender las condiciones comerciales con las cuales se encuentra disponible la tecnología de carbón pulverizado subcrítico.

• Madurez

Esta tecnología en unidades de potencia entre 50 MW y 350 MW cuenta ya con una madurez extensa, tanto en tiempo como en número de unidades instaladas en operación comercial lo cual se refleja en su nivel de disponibilidad mayor al 85%.


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• Proveedores

Algunos proveedores de gran reconocimiento en el mercado mundial, y en la zona de influencia económica de Colombia, son, al menos:), Foster Wheeler (USA), , ALSTOM, Babcock and Wilcox (USA).


Las proyecciones del costo de capital para las centrales de carbón en lecho fluidizado circulante atmosférico a instalar en Colombia en los sitios determinados como de mejor potencial son:

150 MW 2,464.67

300 MW 2,205.94

600 MW 1,974.37

3.2.2.4 Tiempos de Construcción Del tiempo correspondiente no se dispone de información confiable, en un documento el World Bank afirma que el tiempo de construcción es similar al de las unidades convencionales de carbón pulverizado, pero en otro documento de este mismo organismo se afirma que el tiempo es inferior en un año al de las unidades de carbón pulverizado convencional, puesto que su configuración está disponible en presentación modular.

3.2.2.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Esta tecnología ha alcanzado ya madurez extensa.

Su eficiencia térmica es similar a la obtenida en las tecnologías de carbón pulverizado en condiciones de caldera subcrítica.

El impacto ambiental es muy inferior al de las tecnologías de carbón pulverizado y el de la tecnología de lecho fluidizado burbujeante, en lo referente a las emisiones de NOx y SO2.

Esta tecnología presenta una amplia flexibilidad en los tipos de carbón y combustibles que puede quemar, simultánea y/o alternativamente y, de resaltar, puede quemar carbones de bajo rango y poder calorífico.

Los desechos sólidos de la caldera han sido clasificados como inocuos en los Estados Unidos.

3.2.2.6 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología satisface los requerimientos de la legislación ambiental colombiana, aunque se puede considerar que los sobrepasa en demasía.

En Colombia se dispone de los tipos de carbón que se puede consumir en esta tecnología, y algunos de bajo poder calorífico y alto contenido de cenizas como los del Valle del Cauca y el Cauca, de una parte, y los de Córdoba, por otra, que no tienen un mercado amplio por sus características de calidad, podrían utilizarse en esta tecnología de ABCB.


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También en el Cerrejón, donde se encuentran mantos de carbón de bajo poder calorífico y los rechazos de la planta lavadora, esta tecnología es adecuada para aprovechar estos recursos.

3.2.3 Análisis cualitativo de proyectos A mediados de los años 70 del siglo pasado algunos ingenieros de empresas del sector energético de Finlandia, Alemania occidental (en ese entonces) y los Estados Unidos, avanzaron sobre el concepto de las unidades de lecho fluidizado burbujeante, y, aumentando la velocidad del aire de fluidización de 2 metros por segundo a alrededor de 8 metros por segundo, y resolviendo los diferentes problemas asociados a la circulación de las partículas, inventaron las unidades de lecho fluidizado circulante.

El desarrollo de esta tecnología sorprende porque fue uno en el cual los problemas de ingeniería que asedian al de otras tecnologías, estuvieron casi ausentes. De la bondad del diseño y su implementación y operación, de sus logros ambientales y económicos, basta con resaltar que es una tecnología que no requirió apoyo destacable de ningún gobierno, para su desarrollo, construcción, demostración y comercialización.

En poco menos de una década la tecnología pasó de la mesa de diseño, a los prototipos, las centrales de calefacción, la cogeneración industrial y, finalmente, las centrales eléctricas para generación en la base de los sistemas.

Actualmente se tiene instaladas a nivel mundial un poco mas de 1,200 unidades, con una capacidad instalada en exceso de 65,000 MWth.

Algunas de las características de esta tecnología que han contribuido a su exitosa acogida, son las siguientes:

• El comportamiento exitoso de las unidades desde el inicio de su instalación. • La bondad del principio de circulación fluidizada y de los diseños de unidades,

para adaptarse a un amplio rango de potencias, desde pequeñas unidades para calefacción en países de estaciones, hasta la nueva central supercrítica en Polonia de 460 MWe.

• El amplio número de fabricantes que ofrecen la tecnología. • La disponibilidad de unidades en sistema modular, lo cual reduce los tiempos de

construcción y montaje. • La factibilidad de adaptar la tecnología para obtener una muy útil flexibilidad de

utilización de diferentes combustibles. • Las características de bajo impacto ambiental inherentes a la tecnología.

Esta es una tecnología que desde sus comienzos presentó una alta madurez, disponibilidad y confiabilidad.

A continuación se presentan tres tablas que contienen la información sobre construcción reciente de unidades AFBC por parte de tres fabricantes: Babcock and Wilcox, Foster Wheeler, y ALSTOM:


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Tabla 3-15 Unidades AFBC - Foster Wheeler

Empresa/País Tamaño (MWe) Combustible Año

Inicio

1. Tri-state Generation & Trans. Co. USA 110 Carbón 1987

2. Kainuun Voima Oy, Finland 95 Carbón, turba, Lodos 1990

3. Vasikiluodon Voima Oy, Finland 125 Carbón, turba, 1990

4. ACE Cogeneration USA 110 Carbón 1992

5. Rheinisch-Westfalisches Elect. Works, Germany

100 Carbón de bajo rango 1992

6. Nelson Industrial Steam Company, USA 2 x125 Coque de Petróleo 1992

7. Nova Scotia Power Inc. Canada 180 Carbón 1993

8. IVO International Oy Finland 110 Turba 1995

9. Colver Power Project USA 100 Rechazos de carbón Bituminoso 1995

10. Northampton Energy, USA 100 Rechazos de antracita 1995

11. CMIEC/Neijiang, China 100 Antracita 1996

12. Turow Power Station Poland 3x 235 Carbón de bajo rango 1998

13. National Power Supply Thailand 2x 150 Carbón, madera 1998

14. Asian Pulp & Paper Co. China 2x 100 Carbón 1998

15. EC Katovice S.A. Poland 180 Carbón 1999

16. Jacksonville 300 2003

Tabla 3-16 Unidades AFBC - ALSTOM


Inicio

1. Emile Hutchet, Lorraine, France 125 Carbón 1990

2. Provence/Gardanne power plant, France 250 Carbón 1995

3. Red Hills, Mississippi, USA, Choctaw Generation 2 X 250 Lignito 2000

Tabla 3-17 Unidades AFBC - Babcock & Wilcox


Inicio

1. Ultra Power, West Enfield, Maine, USA 77 Rechazos de madera 1986

2. Ebensburg Power Co. Pennsylvania, USA 172 Rechazos de carbón 1990

3. Kanoria Chemicals Ltd. Renukoot, India 81 Carbón de alta ceniza 1996

4. Montana Dakota Utilities, USA 215 Lignito 1986

5. Bowater Inc., Tennessee, USA 144 Madera, gas natural, lodos de 1998


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Inicio

industria papelera

6. AES Beaver Valley, Pennsylvania, USA 121.5 Carbón bituminoso 1999

7. Southern Indiana Gas Co Indiana, USA 299 Carbón de alto azufre, rechazos de carbón 2000

8. Changguang Coal Mine Co. Zhejiang, China 155 Carbón bituminoso de alto azufre 2000

9. Rostovenergo-Nesvetay, Rusia 163 Antracita de alto azufre 2000

3.3 TECNOLOGÍAS LIMPIAS DE CARBÓN CON GASIFICACIÓN DEL CARBÓN PARA GENERACIÓN EN CICLO COMBINADO

En esta rama de las tecnologías limpias, se agrupan tres tipos de éstas, así: ciclo combinado con lecho fluidizado a presión, ciclo combinado con gasificación integral del carbón, y el ciclo combinado a carbón tipo topping. A continuación se encuentra una descripción de estas tres tecnologías.

3.3.1 Ciclo combinado con lecho fluidizado a presión Esta tecnología es un desarrollo de la tecnología de lecho fluidizado a presión atmosférica, pero ahora la presión dentro de la cámara de combustión se lleva a valores alrededor de los 20 bares, se alimenta el hogar del combustor con una mezcla de carbón triturado, caliza y agua en forma de pasta, y el gas generado en este proceso de combustión de baja temperatura se limpia con un sistema de multiciclones de dos etapas y filtros de porcelana, a valores de concentración de polvo de máximo 1000 mg/m3N, para pasar luego a la turbina de impulso y conducir tanto un compresor como un generador eléctrico.

Por otra parte, al interior del combustor la altura del lecho es variable de tal manera que se permite el cambio del área efectiva de la tubería de caldera sumergida en el lecho y se tiene así un mecanismo de control de la cantidad de vapor que se genera en dicha tubería, con el cual se impulsa una turbina a vapor.

El aire del proceso de combustión proviene del compresor conducido por la turbina de impulso, el cual se calienta en los enfriadores de ceniza del combustor y se conduce a las boquillas de inyección de aire para fluidizar los inertes y el combustible en el combustor.

La baja temperatura a la cual se lleva a cabo la combustión, la presencia de la caliza en el combustor, y la inyección de aire por etapas permiten la baja emisión de gases NOx y SO2.

La presión a la cual se efectúa la gasificación del carbón hace el proceso sea más eficiente y el tamaño del combustor más pequeño que en un proceso de lecho fluidizado a presión atmosférica.


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3.3.1.1 Descripción de la Tecnología Estas unidades, al ser un desarrollo de la tecnología de lecho fluidizado circulante atmosférico, presentan también una gran flexibilidad respecto al combustible de diseño que pueden utilizar sin afectar negativamente su eficiencia de funcionamiento térmico y de control de gases NOx y SO2.

Los operadores de algunas centrales han reportado que el cambio del tipo de carbón durante la operación del combustor induce variaciones en la carga de polvo en el gas que se dirige hacia la turbina, con efectos negativos para el funcionamiento de ésta. En cuanto a las turbinas a gas, similares a las instaladas en otras centrales eléctricas, se han inducido modificaciones para adaptarlas a las condiciones de trabajo impuestas por los gases producidos en el lecho fluidizado presurizado; para asegurarse que los álabes de las turbinas puedan resistir el manejo de gases calientes portadores de polvo, en Japón se ha incrementado el espesor de los álabes estacionarios y en rotación y se adecuaron las características del material de recubrimiento de los álabes51.

Esta tecnología presenta la capacidad de aprovechar en combustión los carbones de bajo poder calorífico y/o rango.

La temperatura de combustión de 850 grados centígrados y la combustión en lecho fluidizado conducen a una reducida generación y emisión de óxidos de nitrógeno, localizada en el rango de 100 a 200 ppm, la cual se puede disminuir hasta 10 ppm mediante la adición de un sistema selectivo no catalítico de reducción (SNCR), y a una remoción de óxidos de azufre que sobrepasa el 90%, utilizando una relación molar entre la caliza y el azufre en la combustión en el rango entre 1.5 y el 3.0.

3.3.1.2 Rangos de Desempeño Desde el año 1991 al 2001 se instalaron 7 centrales con esta tecnología, a nivel mundial, las cuales son: Vartan (Suecia), Tidd (USA), Escatron (España), Wakamatsu (Japón), Cottbus (Alemania), Karita (Japón) y Osaki (Japón).

La eficiencia térmica de esta tecnología es similar a la de las centrales a carbón pulverizado, teóricamente del 42% pero, en la experiencia de las centrales instaladas, por debajo de 40%; tan sólo en las centrales de Karita y Osaki se alcanza un valor superior al 40%, en este caso 41.2% y más de 42% respectivamente.

La disponibilidad obtenida en plantas en operación según cifras del propio constructor ABB Carbón, es variable, así: 69.5% para la central Vartan de 135MWe de capacidad, en los períodos (1991/92-1996/97) y 52.4% para la central Escatron de 80 MWe de capacidad en el período (1992/96). De acuerdo a los datos de la Japanese Electric Power Development Corporation, la disponibilidad de la central Wakamatsu se elevó del 40 % en 1994 hasta el 90% en 1997, aunque este incremento parece coincidir con un muy bajo factor de carga de esta central, de tan sólo 20% al 30%.

51 H. Komatsu, M. Maeda, M. Muramatsu; A large capacity pressurized fluidized bed combustion boiler combined cycle power plant, Hitachi Review Vol 50 (2001)


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La primer unidad de este tipo se instaló en 1991 (Vartan), la vida útil no se ha podido determinar todavía, aunque se conoce que la planta Tidd de Estados Unidos de 70 MWe, cerró operaciones luego de muy corto tiempo de funcionamiento.

Las centrales instaladas en Europa y Estados Unidos en el período 1991-1999, son de una capacidad instalada localizada en el rango de 71 a 135 MWe. Las últimas dos centrales instaladas en el Japón en el 2000 y el 2001 son de 250 (Osaki) y 350 (Karita) MWe de capacidad.

3.3.1.3 Características de la oferta de equipos Los siguientes elementos de juicio permiten entender las condiciones comerciales con las cuales se encuentra disponible esta tecnología

• Madurez

Esta tecnología se encuentra todavía en estado de demostración.

• Proveedores

De las siete centrales construidas, seis lo fueron por un solo fabricante o bajo su licencia, la empresa ABB de Suecia.

La central Osaka del Japón fue construida por la Hitachi.

Por cuanto el interés de las empresas de generación eléctrica a nivel mundial por esta tecnología decayó, la empresa ABB Carbón abandonó su tecnología PFBC, y la propiedad de ésta reside actualmente con ALSTOM y Siemens.

• Costos en Colombia52

Algunos datos sobre las proyecciones del costo de capital para las centrales de carbón en lecho fluidizado presurizado, en el mundo: 1524 USD/kW (150 MW) y 1318 USD/kW (300 MW).

3.3.1.4 Tiempos de Construcción El World Bank estima que una unidad de 70 MWe se puede fabricar en un plazo de 2 a 4 años, dependiendo de si la configuración requerida se encuentra disponible en presentación modular, sin embargo adicional al tiempo de fabricación, es conveniente confirmar la disponibilidad y el tiempo requerido por los fabricantes para satisfacer los pedidos.

3.3.1.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Esta tecnología se encuentra todavía en etapa de demostración.

La experiencia obtenida hasta la fecha sugiere que las plantas PFBC no son más eficientes que las centrales nuevas que utilizan la tecnología tradicional de carbón pulverizado.

52 AENE Consultoría S.A., Estudio tecnologías de generación con base en carbón, Nov. 2004, pp. 123


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Su eficiencia del 40% en condición de ciclo combinado, es inferior a la obtenida en unidades nuevas de tecnologías de carbón pulverizado convencional y en las unidades de calderas supercríticas.

El control de contaminación opera a los siguientes valores teóricos: más de 90% de remoción del SO2, emisiones de NOx entre 100 y 200 ppm.

Por tratarse de una tecnología avanzada, se requiere de un personal con calificación más especializada, en algunas áreas, que el que normalmente se encuentra en Colombia.

3.3.1.6 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología se encuentra todavía en estado de demostración, aunque ya la industria de generación eléctrica a nivel mundial dio preferencia a otras tecnologías, las de unidades supercríticas y de IGCC, lo cual explica el que no se construyen unidades nuevas de PFBC desde el año 2000.

Las áreas sensibles de esta tecnología son todavía, al menos:

• Proceso de limpieza de los gases calientes,

• Efecto de los contaminantes sólidos y gaseosos del gas combustible en la turbina de combustión,

• Funcionamiento, disponibilidad, confiabilidad y vida útil.

En Colombia se dispone de los tipos de carbón que se puede consumir en esta tecnología.

3.3.2 Ciclo combinado a carbón, tipo “topping” En esta tecnología, se plantea mejorar el comportamiento teórico esperado de las instalaciones de lecho fluidizado circulante a presión (PFBC), con una instalación de gasificación de carbón complementaria, que genere gas para una turbina de combustión y que sus desechos de combustión y gasificación, todavía con poder calorífico utilizable, se alimenten al combustor del lecho fluidizado circulante presurizado. Con esta configuración se espera alcanzar altas eficiencias en la generación de electricidad entonces de bajo costo, con emisiones bajas de contaminantes.

En uno de los diseños de planta “topping”, el carbón se alimenta a una variante de gasificador, denominada carbonizador, la cual produce un residuo carbonoso y gas, el cual, luego de pasar por los mecanismos de limpieza mecánica: multiciclones de dos etapas, filtros de cerámica, y los sistemas de limpieza química de los alcalinos, se envía a la turbina de combustión donde se quema y expande, impulsando un compresor que envía aire al gasificador, y un generador eléctrico. El residuo carbonoso se alimenta al combustor del lecho fluidizado presurizado.

Los gases calientes de la salida de la turbina de combustión se llevan en parte a un recuperador de calor para generar vapor, y parte al combustor del lecho fluidizado presurizado, en donde se utiliza tanto para quemar el residuo carbonoso, como para calentar, junto con la ceniza recogida en los multiciclones, el agua de alimentación para la turbina de vapor.


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En el lecho Fluidizado presurizado se quema el residuo carbonoso proveniente del carbonizador junto con la caliza para control del azufre, y los gases producidos se limpian en un sistema ciclónico, los sólidos resultado de esta limpieza se llevan a una cámara auxiliar del combustor en la cual, junto con gases provenientes del carbonizador, transfieren su calor al agua para la turbina a vapor, y los gases limpios se llevan a un recuperador de calor donde transfieren también su energía al agua para producir vapor. Luego los gases pasan por filtro de talegas o un precipitador electrostático y se descargan a la chimenea.

El vapor producido en el recuperador de calor y la cámara auxiliar del combustor del lecho fluidizado se expande en una turbina de vapor, generando energía eléctrica.

3.3.2.1 Descripción de la Tecnología Esta tecnología presenta comportamiento y rendimiento atractivos a nivel teórico y de modelos o proyecto piloto.

3.3.2.2 Rangos de Desempeño No se encuentra información sobre que alguna planta de este tipo se encuentre en operación a nivel demostrativo o comercial.

La eficiencia térmica de una central desarrollada con esta tecnología se estima cercana al 47%.

3.3.2.3 Características de la oferta de equipos Los siguientes elementos de juicio permiten entender las condiciones comerciales con las cuales se encuentra disponible la tecnología “tipo topping”.

• Madurez

El Departamento de Energía (DOE) de Estados Unidos ha tenido dentro de su programa llamado Vision 21, una meta consistente en desarrollar los conceptos iniciales para un sistema híbrido de gasificador-combustor para el año 2010, con versiones más avanzadas listas para pruebas en gran escala para el año 2015.

• Proveedores

La empresa británica British Coal trabajó en el desarrollo e investigación de esta tecnología.

• Costos en Colombia.

No se tiene referencia actualizada sobre los costos de esta tecnología, los costos de instalación para el año 1996 son: 2110 USD/kW (150 MW) y 1873 USD/kW (300 MW)53.

53 Evaluación técnica, económica y financiera de tecnologías para producción de electricidad con base en carbón, Ecocarbón, 1996, pp.93


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3.3.2.4 Tiempos de Construcción Sin estimativo al respecto.

3.3.2.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Esta tecnología se encuentra todavía en etapa incipiente de demostración.

3.3.2.6 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología se encuentra todavía en estado incipiente de demostración.


3.3.3 Ciclo combinado integrado a la gasificación del carbón - IGCC54 A continuación se hace una breve descripción de la tecnología IGCC; en la Sección 3.4 se presentan detalladamente los fundamentos y el análisis actual de la tecnología IGCC.

3.3.3.1 Descripción de la Tecnología Esta tecnología tiene su centro en el dispositivo para gasificar el carbón (u otro combustible, tal como el coque de petróleo). El gasificador, a diferencia del combustor presentado en las tecnologías de lecho fluidizado, sólo permite una oxidación parcial del carbón, mediante el control de la cantidad de oxígeno que ingresa a él, la suficiente para generar tan sólo el calor que requiere el proceso de gasificación del carbón, el cual debido al calor, la presión, la ausencia de oxigeno para su combustión completa, y en la presencia de vapor de agua, se transforma en un gas de síntesis compuesto fundamentalmente de hidrógeno y monóxido de carbono con otros constituyentes; la composición particular del gas de síntesis depende del tipo de combustible utilizado y las condiciones de operación del gasificador. Se prefiere hacer la gasificación a presión con el fin de reducir el consumo de energía de auxiliares pues de esta manera no es necesario comprimir el gas de síntesis para enviarlo a la turbina de combustión.

54 Integrated Gasification Combined Cycle


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Figura 3-9 IGCC Esquema del Proceso

La materia inerte, trozos de roca, tierra y otras impurezas, que hacen parte del carbón alimentado a un gasificador, pero que no se gasifican, se funden y extraen por la parte inferior del gasificador en forma de un desecho vidrioso inerte y otros subproductos utilizables en la industria de la construcción. Una pequeña fracción de la materia mineral que hace parte del carbón logra salir del gasificador en forma de ceniza, la cual debe ser removida del gas de síntesis hasta la concentración que se considere inocua para el funcionamiento de la turbina de combustión.

Durante el proceso de gasificación el CO2 producido se desplaza en chorros de gas muy definidos, lo cual facilita su captura y remoción a costos bajos, lo cual se complementa con su secuestro o almacenamiento, lo cual disminuye la posibilidad de contaminar la atmósfera.

El gas de síntesis obtenido en el gasificador se enfría (y este calor extraído se aplica la producción de vapor), se limpia de ceniza hasta los límites aceptables para la turbina de combustión, y se quema en ésta impulsando un compresor y un generador eléctrico; el calor de los gases calientes de escape de esta turbina se recupera en una caldera, en la cual se produce vapor que se expande en una turbina de vapor, impulsa un generador eléctrico, y se produce electricidad, esta vez en un ciclo combinado.


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El gas de síntesis producido en esta gasificación del carbón (u otro combustible) se puede utilizar no sólo como combustible de la turbina de combustión, sino también, al menos, como:

• Una fuente de hidrógeno que puede utilizarse en mejorar los productos de las refinerías, o como combustible para motores de combustión interna para vehículos.

• El combustible para celdas de combustible altamente eficientes y, en el futuro cercano, combustible para turbinas y para sistemas híbridos turbina-celdas de combustible.

• Como materia prima para producir un amplio rango de productos químicos y de combustibles líquidos y gaseosos de mayor valor que el gas de síntesis.

3.3.3.2 Rangos de Desempeño Se cuenta con cinco unidades de más de 200 MWe que ya tienen más de cinco años en etapa de comercialización.

La disponibilidad de planta se estima en el 80%.

La eficiencia térmica de las centrales desarrolladas con esta tecnología está cercana al 50% y, mediante nuevos diseños de las turbinas de combustión, se espera que la eficiencia alcance el 60%.

3.3.3.3 Características de la oferta de equipos Los siguientes elementos de juicio permiten entender las condiciones comerciales con las cuales se encuentra disponible la tecnología IGCC.

• Madurez

Esta tecnología se encuentra en condiciones de demostración avanzada, con cinco centrales de más de 200MWe de potencia instalada en operación comercial, la más joven de ellas con más de cinco años de operación.

• Proveedores

Los principales son: Texaco, Shell, Lurgi, General Electric, Siemens.


Las proyecciones del costo de capital para las centrales de carbón instaladas en Colombia con tecnología avanzada IGCC están en los rangos de: 2,978 – 3,474 para 150 MW, 2,574 – 3,105 para 300 MW y 2,226 – 2,596 para 600 MW.

3.3.3.4 Tiempos de Construcción Este tiempo se estima entre cuatro y cinco años de duración, pero la construcción por fases, que instale primero la sección de la turbina de gas y sus auxiliares, de tal manera que pueda comenzar a generar electricidad tan pronto termine su montaje, y luego el resto de la planta, puede mejorar sensiblemente el esquema financiero de la central, sin embargo adicional al tiempo de fabricación, es conveniente confirmar la disponibilidad y el tiempo requerido por los fabricantes para satisfacer los pedidos.


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3.3.3.5 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Las señales recibidas por la industria de la electricidad a nivel mundial sobre esta tecnología han sido positivas, y hay un número sensible de nuevos proyectos para instalar este tipo de central en los Estados Unidos de América, por diferentes empresas en el corto plazo.

El control de contaminación opera a los siguientes valores teóricos: más de 99% de remoción del SO2, emisiones de NOx por debajo de 50 ppm.

Por tratarse de una tecnología avanzada, se requiere de un personal con calificación más especializada, en algunas áreas, que el que normalmente se encuentra en Colombia.

3.3.3.6 Integración de la tecnología en Colombia En Colombia se dispone de los tipos de carbón, de coque de petróleo y de biomasa que se pueden consumir en esta tecnología.

3.4 IGCC – CICLO COMBINADO CON GASIFICACIÓN INTEGRADA

La tecnología de gasificación del carbón para su utilización en la generación de energía con ciclo combinado (IGCC) es quizá el desarrollo más importante realizado en el programa de “tecnología limpia del carbón” de los Estados Unidos, y es una de las formas de conversión del carbón a gas para ser usado en síntesis química y en la producción de hidrógeno. Esta nueva tecnología no es únicamente un medio para incrementar el uso del carbón, sino además para disminuir la presión sobre el medio ambiente durante el proceso de combustión. Dada la importancia del tema, en esta sección, se presenta un resumen del proceso de gasificación orientado hacia la generación de energía eléctrica.

3.4.1 Gasificación La gasificación es el proceso para convertir combustibles fósiles, biomasa, residuos orgánicos y en general material carbonáceo en gases combustibles o gas de síntesis. El producto de la gasificación se clasifica como gas de bajo y/o medio poder calorífico. Cuando el carbón se pone en contacto con oxígeno y vapor de agua a temperaturas superiores a 600ºC, se produce una reacción termoquímica que genera gas combustible compuesto principalmente de monóxido de carbono e hidrógeno. Las principales reacciones ocurridas en el proceso de gasificación se muestran a continuación:

Tabla 3-18 Reacciones durante el proceso de gasificación

REACCIONES ∆H Kj/mol NOMBRE # C + O2 → CO2 -393.5 Combustión (1) C+ ½ O2 → CO -110.5 Combustión parcial (2) C + CO2 → 2CO 172.2 Reducción- Reacción de Woodward (3) C + H2O → CO+ H2 131.2 Gasificación , carbón vapor (4) CO + H2O → H2 + CO2 -41.2 Reacción de desplazamiento (5) C + 2H2 → CH4 -74.9 Hidrogenación (6) CO + 3H2 → CH4 + H2O -220.5 Metanación (7)


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El calor de reacción en la etapa de combustión, es utilizado para el sostenimiento de las reacciones ocurridas posteriormente.

La composición final del gas de síntesis depende de las tecnologías empleadas, pero en general, el gas de síntesis está constituido por CO, H2, CO2, CH4, compuestos de S (COS, H2S) de N (NH3, HCN) y cenizas;la relación de H2/CO obtenida en el proceso de gasificación es muy importante y varía de acuerdo a las condiciones de operación y necesidades del proceso. Si la reacción se realiza con aire, se obtiene un gas con alto contenido de nitrógeno y de bajo poder calorífico por su dilución con nitrógeno; cuando se utiliza oxígeno el gas producido posee poder calorífico medio (VerTabla 3-19), además se muestra el poder calorífico del gas natural Colombiano como punto de comparación para esta propiedad.

Tabla 3-19 Características de los gases de bajo y alto poder calorífico, procedentes del carbon y del gas natural colombiano55

PRODUCTO CARACTERÍSTICAS

Gas de bajo BTU (150-300 BTU/ pie3)

Cerca al 50 % de nitrógeno, Mezcla de H2, CO y traza de otros gases como metano.

Gas de medio BTU (300-500 BTU/pie3) Predominantemente H2 y CO con algo de metano y gases no combustibles

Gas Natural Colombiano (991-1159 BTU/pie3)

La composición y demás propiedades dependen de la zona de procedencia del gas natural, en la composición predomina el metano (78 - 98 %), etano (0,4 -14 %) y propano (0,1 – 5,6) entre otros.

El gas de bajo poder calorífico, es importante para la industria como combustible o como materia prima para la producción de amoniaco y metanol. La composición del gas de medio BTU es muy parecida a la de bajo poder calorífico pero sin nitrógeno; es considerablemente más versátil que el de bajo poder calorífico y se puede usar como gas para turbinas y turbinas de vapor en ciclo combinado (IGCC).

3.4.2 Tipo de Gasificadores Como en el caso de la combustión de carbón, los procesos tecnológicos de la gasificación son tres; el de lecho de arrastre, el de lecho fluidizado y el de lecho fijo (ver Figura 3-10).

55 Adaptado para esta consultoría


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ENTRADA DE CARBON SALIDA DE GAS

ENTRADA DE OXIGENO Y

VAPOR SALIDA DE

CEINIZAS

ENTRADA DE OXIGENO Y

VAPOR

OXIGENO Y VAPOR

CARBON

SALIDA DEL GAS

SALIDA DE CENIZAS

SALIDA DE GAS

OXIGENO Y VAPOR

CARBON

OXIGENO Y VAPOR

CENIZAS

GASIFICADOR DE LECHO ARRASTRADO

GASIFICADOR DE LECHO FIJO

GASIFICADOR DE LECHO FLUIDIZADO

GASIFICADOR DE LECHO EN ARRASTRE

Figura 3-10 Tipos de gasificadores56

La Tabla 3-20 muestra la composición del gas de síntesis para diferentes tipos de gasificadores.

56 Fuente: Fuente: Ferre, Marian. Guía de Tecnologías de Uso Limpio de Combustibles Fósiles para Latinoamérica y Caribe. Seminario Videoconferencia de OLADE. Adaptado para el proyecto


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Tabla 3-20 Composición de gas de síntesis obtenido según tipo de gasificador 57

3.4.2.1 Gasificación en Lecho Fijo El carbón pulverizado (con un tamaño de 5-30 mm) se alimenta seco por la parte superior del reactor, y desciende lentamente reaccionando con los gases calientes que fluyen en contracorriente a través del lecho.

CARBON

TOLVA DE ENTRADA DE CARBON

DISTRIBUIDOR DE CARBON

GAS APAGADO

SALIDA DE GAS

ALIMENTACION DE OXIGENO Y VAPOR

TOLVA DE CENIZAS

CIRCULACION DE AGUA DE

APAGADO

TOBERA

CHAQUETA DE AGUA

CAMARA DE APAGADO DE

CENIZAS

GASIFICADOR LECHO FIJO BRITISH GAS LURGI

Figura 3-11 Gasificador de lecho fijo60

57 García P., Francisco. Producción de H2 de gasificación, la oportunidad de la planta de Puertollano. Universidad de Castilla la Mancha. Puertollano, 2007 58 Gasificador KRW, (Kellog Rust Westinghouse) 59 Gasificador en lecho arrastrado de una o dos etapas, es una condición especial del gasificador. En la primera etapa se realiza una combustión en la parte inferior del gasificador (reacción 1), mientras que en la segunda, localizada en la parte superior del gasificador, se realiza la reacción de reducción (reacción 3). 60 Fuente: Fuente: Ferre, Marian. Guía de Tecnologías de Uso Limpio de Combustibles Fósiles para Latinoamérica y Caribe. Seminario Videoconferencia de OLADE. Adaptado para el proyecto

Gasificador

Lecho fijo Lecho fluido Lecho arrastrado

Fijo seco

Fijo sin

escoria

Fijo con

escoria Fluido KRW58 Fluido Una etapa

húmedo Una

etapa seco

Dos etapas húmedo59

Dos etapas seco

P (barg) 27.5 27.5 69 31 69 69 34 31 69 H2 40 28 25 34 32 37 28 33 32 CO 17 59 59 45 13 47 64 54 29 CH4 9 7 10 7 15 < 0.1 < 0.1 1 15 CO2 32 3 3 12 36 14 2 10 22 N2+ Ar 2 3 3 2 4 2 6 2 2


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En su camino descendente, el carbón experimenta, de forma sucesiva, los procesos de secado, calentamiento, pirolisis, gasificación y combustión. Las cenizas pueden extraerse secas o fundidas. El gas producido tiene baja temperatura (400-500ºC), y contiene cantidades importantes de alquitranes y aceites. El proceso comercial representativo es el gasificador a presión Lurgi, que opera a una presión de 30 atmósferas, las cenizas se retiran en la parte inferior, Figura 3-11. Este proceso tuvo su principal aplicación en la planta para la obtención de combustibles sintéticos de SASOL en Sudáfrica, en la actualidad esta planta produce 165.000 bbl/d. Hasta 1984 se habían instalado 154 gasificadores en el mundo. En la actualidad ha perdido vigencia debido a los problemas del manejo de aguas residuales, la cantidad alquitranes generados y limitaciones en el manejo de finos de carbón.

3.4.2.2 Gasificador en Lecho Fluidizado Las partículas de carbón o combustible (tamaño menor a 5 mm) se introducen en un flujo ascendente de gas, aire u oxígeno, en la que se suspenden mientras se produce la reacción de gasificación. La temperatura de operación (800-1.050ºC), es inferior a la de fusión de las cenizas y éstas se pueden descargar en forma seca o aglomerada. El gasificador Winkler, Figura 3-12, es el de mayor éxito en esta tecnología. Presenta inconvenientes como la necesidad de secar el carbón, la baja conversión y baja presión de operación, sólo se han construido 10 gasificadores después de la Segunda Guerra; en la actualidad no hay proyectos que consideren esta opción.

Carbón

Vapor y Oxigeno

Vapor

Agua Vapor y Oxigeno

Cenizas

REACTOR WINKLER

Presión atmosférica

800- 1500 º C

Figura 3-12 Gasificador de lecho fluidizado61

61 Fuente: Coal Gasification presentaron to CARBOCOL. FLUOR TECHNOLOGY INC. Irving California, 1985. Adaptado para el proyecto


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3.4.2.3 Gasificador en Lecho de Arrastre El carbón pulverizado (tamaño menor de 100 micras) y el aire u oxígeno fluyen en la misma dirección, es decir el aire u oxígeno arrastra el carbón pulverizado. La alimentación del carbón pulverizado, que puede ser seca o húmeda, se realiza a través de quemadores de oxidación parcial. La temperatura de operación se eleva a 1.200-1.600 ºC y las cenizas se extraen fundidas por la parte inferior. El gasificador con mayor éxito comercial es el KOPPERS-TOTZEK de los cuales hasta 1981 se habían instalado 56.

En la tecnología Shell, proceso seco, el arrastre se realiza con nitrógeno a presión, como en el caso de la planta de ELCOGAS Puertollano, España, mientras que el gasificador Texaco, proceso húmedo, utiliza un lodo de carbón y agua como el caso de la planta Polk, Florida. Estas tecnologías son las de mayor aplicación en los procesos IGCC, y se describen más adelante.

SUPERFICIES DE

EVAPORACION VAPOR

SYNGAS PARA UNIDAD DE FILTRACION

GAS APAGADO

CARBON

VAPOR Y OXIGENO

CARBON

VAPOR Y OXIGENO

CENIZAS APAGADAS

CENIZAS

GASIFICADOR DE LECHO DE ARRASTRE KRUPP KOPPER PRENFLO GASIFICADOR DE LECHO EN ARRRASTRE KOPPERS‐TOTZEK

Figura 3-13 Gasificador de lecho de arrastre62

Comercialmente los gasificadores más desarrollados son los de lecho de arrastre los cuales vienen operando desde los años treinta para la obtención de gas de síntesis en la industria química.

62 Fuente: Fuente: Fuente: Ferre, Marian. Guía de Tecnologías de Uso Limpio de Combustibles Fósiles para Latinoamérica y Caribe. Seminario Videoconferencia de OLADE. Adaptado para el proyecto


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Algunas diferencias del proceso por arrastre sobre los otros dos son:

Requiere oxigeno como agente gasificante, lo que implica que las dimensiones de los equipos (reactor, compresores, equipos de limpieza entre otros) sean menores respecto a aquellos en los que se utiliza directamente aire para gasificar. A cambio usa una planta para obtener O2 del aire.

No requiere de elementos mecánicos para evitar la aglomeración63 de las cargas como sucede en los equipos que operan bajo el esquema de lecho fijo.

Las temperaturas a las que se lleva a cabo el proceso permiten que se forme menor cantidad de escoria. Esto evita que se procesen posteriormente los desechos del reactor, tal como sucede en los gasificadores de lecho fluidizado.

3.4.3 Balance de Materia en un Gasificador El balance de materia de un gasificador empleando carbón como materia prima se muestra a continuación, los cálculos se realizaron utilizando las composiciones de un carbón estándar para el proceso. En la Tabla 3-21 se presenta el análisis próximo, y en la Figura 3-14 el análisis elemental del carbón y del gas de síntesis obtenido.

Tabla 3-21 Análisis próximo de carbón empleado64

Propiedad Como se recibe % Seco %

Humedad 6.0 0.0

Cenizas 11.0 11.7

Materia Volátil 36.0 38.3

Carbón Fijo 47.0 50.0

63 La aglomeración, es una propiedad intrínseca de los carbones, en especial los carbones coquizables que se aglomeran durante el calentamiento para formar el coque. En medio oxidante, como es el caso del arrastre con oxigeno, esta propiedad del carbón se pierde. 64 Fuente: Adaptado para este trabajo


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68.000 lb/h (Carbónlhc) 80.000 lb/h

Escoria 9000

Gas

Análisis típico de un gas crudo (%) CO2 4 CO 56 H2 28 N2 3 CH4 7 Otros 2

Análisis de un carbón estándar (%) C 83 H 6 O 6 N 2 S 3 C fijo 47 Materia volátil 36 Humedad 6 Ceniza 11

Figura 3-14 Desempeño de un gasificador operado 100% con carbón65

Los datos presentados en la Figura 3-14 corresponden a una base de cálculo de 1 hora de funcionamiento, el balance de masa para el carbono se muestra a continuación.

La cantidad de carbono que entra al gasificador es:

lblbcarbón

lbClbcarbónMCe 56440100

83*68000 ==

Donde MCe es la masa de carbono entrante

Las lb mol de carbono que entran son:

lbmolC

lbmollb

lbPMM

nolbmolcarboc

Ce 470312

56440===

Donde PMC es el peso molecular del carbono.

65 Fuente: ENVIROTHERM GmbH. An Allied Technologies Group company. Operating Results of the BGL Gasifier at Schwarze Pumpe. San Francisco California. October 2003. Available from World Wide Web http://gasification.org/Docs/2003_Papers/18HIRS.pdf.


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De acuerdo a la composición de la corriente de salida y tomando una base de cálculo de 100 lb de gas que salen, se tiene:

56 lb de CO = 2 lb mol CO

4 lb de CO2 = 0.09 lb mol CO2

7 lb de CH4 = 0.44 lb mol CH4

Para un total de 2.53 lb-mol de gas

Calculando el porcentaje molar de cada compuesto:

10.79100*53,22100* ===

esmolestotalmolCOYCO

Este valor es el porcentaje de conversión del carbono que entró y se transformó en CO, es decir en gas de síntesis.

De igual manera

YCO2 = 3.60

YCH4 = 17.30

Con esas fracciones molares, puede calcularse el número de moles en el gas de salida y por tanto la masa

100 mol C → 79.10 moles CO

4703 mol C → x

Entonces molesCOmolC

molesCOmolCX 3720100

10.79*4703==

Los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 3-22


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Tabla 3-22 Resultados del balance de materia de un gasificador66

Composición de salida Base Cálculo 100 lb

Base Cálculo 4700 Moles

Compuesto % Peso Peso molecular moles %

molar moles masa

CO 56 28 2.00 79.10 3,717.75 104,097.08CO2 4 44 0.09 3.60 168.99 7,435.51CH4 7 16 0.44 17.30 813.26 13,012.13

TOTAL 2.52 100.00 4,700.00 124,544.72

De los cálculos anteriores se tiene entonces, que la conversión en el gasificador del carbono a gas de síntesis (CO) es del orden de 79.10%.

En Puertollano, España con la ayuda de la Unión Europea, se establece una planta de 300 MW, el gasificador es del tipo Shell (Krupp- Koppers) y como materia de gasificación además de carbón ha utilizado fondos de destilación, coque de petróleo y biomasa. Recientemente con la ayuda del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), se ha construido una planta demostrativa, con capacidad 250 MW, en Tampa, Florida utilizando un gasificador Texaco e igualmente utilizando carbón, mezclas con biomasa, nafta y gas natural entre otros. Aunque cada proceso tiene sus particularidades como por ejemplo la inyección de carbón por arrastre o en lodo con agua, en ambos las condiciones de operación son de 30 atm. A continuación se presenta la descripción general de una planta de IGCC.

3.4.4 Descripción de una Planta IGCC La tecnología de las plantas de gasificación es conocida desde hace unos cincuenta años en la industria química. Recientemente se ha dado aplicación a esta tecnología en la generación de energía eléctrica utilizando el gas de síntesis como combustible de la turbina y el calor sensible de los gases de combustión se recupera en las calderas de vapor, todo este proceso es conocido como Gasificación Integrada de Ciclo Combinado (GICC ó IGCC como se conoce por sus siglas en inglés).

En una planta típica de Gasificación Integrada en Ciclo Combinado, Figura 5-6, comprende por mínimo las siguientes unidades:

1- Unidad de separación de aire (PSA) 2- Unidad de gasificación y limpieza del gas de síntesis 3- Unidad de generación eléctrica 4- Unidad de equipos auxiliares

Cada una de las unidades anteriores como planta unitaria son de tecnologías conocidas así que la mayor dificultad es la integración. Para efectos de la descripción de la planta se seguirá el modelo de Tampa67.

66 Fuente: ENVIROTHERM GmbH. An Allied Technologies Group company. Operating Results of the BGL Gasifier at Schwarze Pumpe. San Francisco California. October 2003. Available from World Wide Web http://gasification.org/Docs/2003_Papers/18HIRS.pdf. 67 Hornick, Mark. Tampa Electix Polk Power Station IGCC Project. Final Report. DOE. 2002


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3.4.4.1 Unidad de separación de aire La separación del aire se realiza por el sistema criogénico convencional o por PSA, Pressure Swing Adsorption, para el tamaño de la planta que genera 250 MW el volumen de aire es de 11.500 KSCFH (miles de pies cúbicos hora) el proceso seleccionado fue el criogénico que purifica 2,175 t/d de oxígeno con un 95% de pureza.

3.4.4.2 Unidad de gasificación y limpieza del gas de síntesis La planta de gasificación inicia con una unidad de molienda de carbón, proveniente de los patios de almacenamiento, equipada con un sistema de supresión de polvo consistente en una cortina de agua ayudada con un agente humectante. Todos los tanques tienen agitador vertical para mantener la pasta de carbón, 30% de humedad, en suspensión. El equipo está fabricado con material adecuado para aguantar la abrasión producida por el flujo de carbón, las bombas están igualmente protegidas contra la abrasión al ser construidas con un metal apropiado o recubiertas con polipropileno de alta densidad.

El equipo de gasificación está conformado por dos zonas, la zona primaria de gasificación que opera por encima de la temperatura de fusión de las cenizas entre 1200°C - 1300°C, para mantener el flujo de escoria fundida; esta temperatura se sostiene por medio de la alimentación controlada de oxígeno. Todo el oxígeno se usa en esta etapa de oxidación exotérmica y en las reacciones de gasificación. Las cenizas fundidas se apagan con agua y se remueven por presión al utilizar el sistema de desagüe. Los productos gaseosos de la zona primaria suben a la segunda zona de gasificación. El remanente del lodo precalentado (22 %) se inyecta en la zona secundaria del gasificador para alcanzar un completo apagado. Los gases no son recirculados para promover el apagado del lodo.

La segunda etapa de gasificación es una forma para incrementar el poder calorífico del gas y a su vez enfriar el gas de síntesis, en esta zona los productos calientes gaseosos suministran la energía térmica requerida para calentar y gasificar el lodo atomizado. Estas reacciones de gasificación son endotérmicas y por esto decrece considerablemente el contenido de calor sensible de los gases provenientes de la zona primaria, como resultado la temperatura existente al final de la zona secundaria, es alrededor de 1050 °C.

El carbonizado producido en la zona secundaria deja el gasificador y es arrastrado por el gas de síntesis crudo que sale del gasificador, a un equipo de control que remueve el carbonizado para luego enviarlo a la primera zona del gasificador para terminar su combustión.


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Carbón

Agua

Presurizador

Cenizas

Agua

Aire

Oxigeno Nitrógeno

Unidad de separación de aire

Nitrógeno a gas de turbina

Separador de sólidos

Sólidos enfriados

Enfriador de

Singas

Turbina de vapor

Turbina

Azufre

Cenizas

Tratamiento de gas

Syngas limpio

Combustión

Aire

Aire planta de separación

Generador

Condensador

Caldera

Generador

Gasificador

Figura 3-15 Esquema central de gasificación integrada en ciclo combinado68

El gas crudo sale de la zona de gasificación secundaria a 1050°C, este gas se enfría hasta aproximadamente 400°C en un intercambiador de calor, el calor entregado es utilizado para generar vapor de alta presión el cual va a formar parte de el vapor que se provee a las turbinas. El gas crudo que sale del sistema de refrigeración está compuesto principalmente por hidrógeno, monóxido y dióxido de carbono, vapor de agua, nitrógeno, y pequeñas cantidades de metano, sulfuro de carbonilo (COS), gas sulfhídrico (H2S) y amoniaco (NH3) y metales. 69

Posteriormente el gas enfriado se dirige a un sistema de lavado o “scrubber” para remover material particulado y componentes trazas de metales como mercurio, el gas deja esta unidad con una concentración de partículas menor del 1 mg/m3, Los fondos del scrubber se envían a la unidad de remoción de escorias para finalmente realizar el manejo apropiado. El agua utilizada en este proceso se trata para su recirculación. (Ver Figura 3-16)

68 Fuente: Ferre, Marian. Guía de Tecnologías de Uso Limpio de Combustibles Fósiles para Latinoamérica y Caribe. Seminario Videoconferencia de OLADE. Adaptado para el proyecto. 69 Hornick, Mark. Tampa Electix Polk Power Station IGCC Project. Final Report. DOE. 2002


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ELIMINACION DE HUMEDAD

TANQUE DERECIRCULACION

VENTURI

SEPARADOR CICLONICO

BOMBA DE RECIRCULACION

LIQUIDO

RECIRCULADO

SYNGAS DE PLANTA DE

GASIFICACION

LIQUIDO BAJANTE

ACONDICIONAMIENTO DE AGUA O ADICITIVOS QUIMICOS

VENTILADOR DE

INDUCCION

CHIMENEA

Figura 3-16 Esquema de lavador o scrubber70

A pesar que la corriente resultante cumple con las regulaciones ambientales es posible realizar una limpieza más profunda del gas.

La planta captura hasta un 95% del mercurio por adsorción con carbón activado impregnado con azufre. No obstante se ha determinado que algo de mercurio se captura en el sistema convencional de material particulado, azufre y óxidos de nitrógeno. Los óxidos de mercurio se capturan en los filtros de mangas y precipitadores electrostáticos, sistemas de desulfurización húmedos y sistemas de reducción catalítica o no catalítica (Ver Tabla 3-23). El beneficio de la captura de mercurio en estos sistemas es especialmente alto con carbones bituminosos, que puede ir del 84 al 98%.

Tabla 3-23 Composición del gas crudo y gas limpio71

GAS CRUDO GAS LIMPIO Composición Media real Diseño Composición Media real Diseño

CO (%) 59,26 61,25 CO (%) 59,30 60,51 H2 (%) 21,44 22,33 H2 (%) 21,95 22,08 CO2 (%) 2,84 3,70 CO2 (%) 2,41 3,87 N2 (%) 13,32 10,50 N2 (%) 14,76 12,5 Ar (%) 0,90 1,02 Ar (%) 1,18 1,03 H2S (%) 0,83 1,01 H2S (ppmv) 3 6 COS (%) 0,31 0,17 COS (ppmv) 9 6 HCN (ppmv) 23 38 HCN (ppmv) – 3

70 Fuente: Adaptado para este trabajo 71 Fuente: García P., Francisco. Producción de H2 de gasificación, la oportunidad de la planta de Puertollano. Universidad de Castilla la Mancha. Puertollano 2007


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La corriente resultante pasa a un sistema dual constituido por una unidad de Selexol que remueve secuencialmente H2S y CO2 y una unidad de absorción donde también se puede separar el gas H2S mediante una solución de MDEA (Metilendiamina), la cual se recupera posteriormente mediante calentamiento. En esta etapa el 96 % del CO2 es removido, dejando listo el singas par la etapa de combustión de la planta de generación.

El gas sulfhídrico obtenido en el proceso se oxida parcialmente para obtener azufre elemental en la unidad de Claus con una eficiencia de remoción del 99.6 % (Ver Figura 3-17).

La recuperación y conversión de los gases ácidos en la planta de Claus se realiza en dos etapas. La primera, es un proceso térmico que se produce en un horno de diseño especial a temperaturas que oscilan entre 900 y 1300ºC. Aquí se logra una conversión de hasta el 70% en peso del azufre ingresado como carga a la unidad. Simultáneamente, el calor producido por la reacción de oxidación del H2S se aprovecha para generar vapor de alta presión.

Pileta de azufre

Aire

Gas acido

Convertidor catalítico 1



Calentador 1 Calentador 2 Calentador 3

Condensador 1 Condensador 2 Condensador 3

Azufre

Vapor AP

Figura 3-17 Esquema de unidad de Claus72

Una segunda etapa de recuperación se logra mediante la utilización de reactores catalíticos que completan la reacción y permiten elevar la conversión a niveles superiores del 96% sobre la carga original.

En este proceso la reacción principal es una oxidación equilibrada de H2S, según las siguientes ecuaciones:

72 Fuente: Adaptado para este trabajo

Condensador 4


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3 H2S + 3/2 O2 → 2 H2S + SO2 + H2O (8) 2 H2S + SO2 → 3S + 2 H2O (9) Las reacciones se desarrollan sucesivamente en dos etapas: Etapa térmica (ecuaciones 8 y 9) y etapa catalítica (ecuación 9).

3.4.4.3 Unidad de Generación En la generación de electricidad, el conjunto: turbina de gas, recuperador de calor, turbina de vapor; constituye uno de los sistemas más eficientes y con el nivel de emisiones contaminantes más bajo que el de las plantas convencionales. El gas de síntesis, procedente de la gasificación, pasa a la turbina de combustión donde se genera energía y el gas de la combustión de la turbina se envía a la caldera de recuperación de calor, con lo que se genera vapor a presión, que junto con el vapor proveniente del enfriamiento de la planta de gasificación pasan por un generador convencional para la obtención energía.

3.4.5 Plantas Comerciales de Gasificación La gasificación ha sido desarrollada en las últimas décadas, en los países altamente industrializados, como una alternativa para la generación eficiente y limpia de la electricidad a partir de combustibles sucios. Esta tecnología, cumple con las regulaciones ambientales más estrictas del mundo en lo que a emisiones contaminantes se refiere y es uno de los caminos más seguro cuando los combustibles son difíciles de quemar con las tecnologías convencionales. La Tabla 3-24, muestra las plantas construidas para la obtención de derivados de la gasificación de combustibles fósiles.

Tabla 3-24 Plantas de gasificación de combustibles fósiles73

Producto Plantas en Operación

Plantas planeadas

Electricidad 35 25 Hidrógeno 11 1 Amoniaco 34 1 Metanol 12 1 Q. Oxigenados 22 1 Gas síntesis 14 1 Dióxido de carbono 7 0 Otros líquidos FT74, gas combustible 25 4 TOTAL 160 35

73 Fuente: Energy Resources International, Inc., derived from the World Gasification Database prepares by the U.S. Department of Energy and the Gasification Technology Council. 74 FT: Reacción Fischer – Tropsch, cuyo producto obtenido consiste en una mezcla de hidrocarburos con una distribución muy amplia de pesos moleculares, que van desde los gases hasta las ceras pasando por la gasolina, el keroseno y el gasóleo. La naturaleza y proporción de los productos depende del tipo de reactor y de catalizador. En general los procesos que operan a alta temperatura producen una mayor cantidad de gasolinas olefínicas mientras que los de baja temperatura dan sobre todo gasóleos parafínicos.


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Al observar la tabla, es obvio que el proceso de gasificación es una tecnología establecida para obtener diferentes productos. Algunas de estas plantas han sido instaladas en países como Sudáfrica, Polonia y Turquía que son países carboníferos con niveles de desarrollo parecidos a los de Colombia. No obstante, la integración de la planta de gasificación a partir de carbón utilizando el gas de síntesis para la combustión y generación en ciclo combinado (IGCC) sólo se inicia en los años ochenta del siglo pasado y en los años noventa se promueve por parte de los Estados Unidos y países Europeos las primeras plantas demostrativas a nivel comercial.

En 1995 se empezaron a construir cuatro plantas a carbón de demostración con ciclo combinado de gasificación integrada, con capacidades mayores a 250 MW, dos en Europa (Holanda y España) y dos en los Estados Unidos. Cada una de estas plantas fue construida con un subsidio importante por parte de programas auspiciados por esos gobiernos. Como se esperaba, cada una de las plantas ha tomado de tres a cinco años para alcanzar el más alto rango de disponibilidad, 70 a 80 por ciento, que fue proyectado cuando fueron diseñadas75. La eficiencia alcanzada en estos proyectos es de cerca del 40% (HHV). En Febrero de 1997, 9 plantas IGCC estaban operando en el mundo y 11 estaban en la etapa final de planeación. Algo más de 50 estaban bajo consideración. Para el año 2000 cerca de 4 Gigavatios (GW) estaban en uso en el mundo con unos 3 GW más para salir hacia el 200476.

Actualmente en Estados Unidos están operando cuatro grandes plantas de gasificación de carbón: Dakota Gasification Company en Dakota del Norte; Tennessee Eastman Plant en Tennessee; Dynergy Destec en Indiana; y Tampa Electric en Florida. La planta de gasificación de carbón con ciclo combinado de Pinon Pine en Sierra Pacific en Nevada está en construcción. La planta de Dakota, está operando sin ninguna ayuda financiera. Las plantas de Dynergy, Tampa y Pinon Pine son parte de los programas de Demostración de Tecnología Limpia del Carbón del DOE; todas las compañías asociadas con este programa reciben subsidios del gobierno. En general, solamente tres tecnologías de gasificación comercial han sido bien probadas: Texaco, Shell y Dry-Ash Lurgi.Texaco es la licencia más activa con el 40 por ciento de capacidad (ver Figura 3-18).

Aunque muchas demostraciones de esta tecnología han sido realizadas en Estados Unidos, otras están en marcha en Holanda y Europa77, otras en construcción y otras están planeadas.

75 Working party on fossil fuels IEA; Control and Minimisation of Coal fired Power Plant Emissions; 2003. 76 Coal 21; Advanced Power Generation Technologies; www.coal21.com.au/IGCC.php 77 http://europa.eu.int/comm/energy_transport/atlas/htmlu/igccintro.html


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0

100

200

300

400

500

600

1980 1985 1990 1995 2000 2005

MW

Carbón & Lignito

Cool Water (USA)

Buggenum (Holanda)

Wabash River (USA)

Tampa Electric(USA)

Puertollano (Esp)

Pinon Pine USA)

0

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1980 1985 1990 1995 2000 2005

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Carbón & Lignito

Cool Water (USA)

Buggenum (Holanda)

Wabash River (USA)

Tampa Electric(USA)

Puertollano (Esp)

Pinon Pine USA)

Figura 3-18 Plantas de IGCC a nivel mundial78

La primera central IGCC con carbón de tamaño considerable (253 MWe) entró en operación en 1994 y está ubicada en Buggenum, Países Bajos. El siguiente paso para la demostración de IGCC para carbón, en la Unión Europea fue la planta de Elcogas en Puertollano, España (Ver Figura 3-19). Esta planta IGCC de 300 MW entró en operación con carbón y gas en 1998, actualmente es la planta IGCC con accionamiento único más grande del mundo. La planta Puertollano, patrocinada por la Unión Europea como parte del programa THERMIE, se considera como un eslabón entre plantas de demostración a base de carbón y aplicaciones comerciales. A corto plazo, estas plantas utilizarán principalmente residuos de refinerías, como residuos del proceso de fraccionamiento de la viscosidad, asfalto o coque de petróleo. En Puertollano se gasifica una mezcla de carbón local con un alto contenido de ceniza y coque de petróleo que se obtiene de una refinería cercana. Por último, en China, no se conocen proyectos de plantas IGCC. Los países interesados en el desarrollo de este proceso, además de Estados Unidos, han sido los firmantes del protocolo de Kyoto.

78 Fuente Working party on fossil fuels IEA; Control and Minimisation of Coal fired Power Plant Emissions; 2003.and Coal 21; Advanced Power Generation Technologies; www.coal21.com.au/IGCC.php


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Figura 3-19 Elcogas - Puertollano, España, 300 MWe – Planta IGCC

En estudios realizados por Zhong-min y colaboradores, se comparan las tecnologías Shell y Texaco, empleando métodos analíticos para tecnología, economía, aspectos ambientales y sociales, mediante modelos de decisión multipropósito. Los índices de valoración técnica obtenidos son de 0.59875 para el gasificador Texaco y de 0.76444 para el Shell, es decir que el gasificador Shell es mejor que el de Texaco en este aspecto; resultados similares se obtienen para los índices económicos. La descarga de emisiones SOx y NOX, en ambas tecnologías, es prácticamente nula79, es decir el aspecto ambiental no es el factor determinante.

79 Zhong-min L, Li-xing Q, Zhang Tong-gong, Zhen Li, Deng Yu-yung y Feng Du. The research for the Evaluation Method of clean coal Technology. http://209.85.165.104/search?q=cache:jhly-KdHbh4J:lib.kier.re.kr/balpyo/clean5/37.pdf+shell+texaco+0.59875&hl=es&ct=clnk&cd=1&gl=co


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Tabla 3-25 Plantas de gasificación a nivel mundial

80 Megavatios producidos por gas de síntesis

PLANTA DE GASIFICACION LOCALIZACION TECNOLOGIA DE GASIFICACION MW SG80 AÑO DE INICIO ALIMENTO/PRODUCTO

Sasol II Sudáfrica Lurgi Dry Ash 4,130 1977 Carbón Subbituminoso/Líquidos Ft Sasol III Sudáfrica Lurgi Dry Ash 4,130 1982 Carbón Subbituminoso/Líquidos Ft Repsol/Iberdrola España Texaco 1,654 2004 Residuos de fondos de vacio/Electricidad Dakota Gasification Co Estados Unidos Lurgi Dry Ash 1,545 1984 Lignito y Residuos de Refinería/Electricidad SARLUX srl Italia Texaco 1,067 2000 Residuos de viscoreducción/Electricidad Y H2 Shell Mds Sdm Bhd Malasia Shell 1,032 1993 Gas Natural/Destilados Linde AG Alemania Shell 984 1997 Residuos de viscoreducción /H2 Y Metanol Isab Energy Italia Texaco 982 1999 Asfalto/Electricidad y H2 Sasol I Sudáfrica Lurgi Dry Ash 911 1955 Carbón Subbituminoso/Líquidos FT Total France/Edf/Texaco Francia Texaco 895 2003 Fuel Oil/Electricidad y H2 Unspecifes Owner Estados Unidos Texaco 656 1979 Gas Natural/Metanol y CO Shell Nederland Raffinaderij Bv Países bajos Shell 637 1997 Residuos de viscoreducción /Electricidad Y H2 SUV/EGT República Checa Lurgi Dry Ash 636 1996 Carbón/Electricidad y Vapor Chinese Petroleum Corp. Taiwán Texaco 621 1984 Bitumenes/H2 y CO Hydro Agri Brunsbuttel Alemania Shell 615 1978 Residuos de Alto Vacío/Amoniaco Public Service Of Indiana Estados Unidos Destec 591 1995 Carbón bituminoso/Electricidad VEBA Chemie Ag Alemania Shell 588 1973 Residuos de Alto Vacío/Amoniaco Y Metanol Elcogas Sa España PREFLO 588 1997 Carbón y Petcoke/Electricidad Motiva Entrepises Llc Estados Unidos Texaco 558 1999 Petcoke/Electricidad y Vapor Api Raffineria Di Ancona S Pa Italia Texaco 496 1999 Residuos de viscoreducción/ Electricidad Chemopetrol A. S. República Checa Shell 492 1971 Residuos de fondos de Vacío/Metanol y Amoniaco Demkolec Bv Paises Bajos Shell 466 1994 Carbón Bituminoso/ Electricidad Tampa Electric Co Estados Unidos Texaco 455 1996 Carbón/Electricidad Ultrafertil S, A, Brasil Shell 451 1979 Residuos de Asfalto/Amoniaco Shanghai Pacific Chemical Corp. China Texaco 439 1995 Carbón Antracítico/Metanol y Town Gas Exxon Usa Inc Estados Unidos Texaco 436 2000 Petcoke/Electricidad y Syngas Ahanghai Pacific Chemical Corp China IGT U GAS 410 1994 Carbón Bituminosos/Fuel Gas y Town Gas Gujarat National Fertilizer Co India Texaco 405 1982 Residuos de Refinería/Amoniaco y Metanol Esso Singapore Pty Ltd Singapur Texaco 364 2000 Residuos de Combustible/Electricidad H2 Quimagal Adibos Portugal Shell 328 1984 Residuos de fondos de vacio/Amoniaco


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3.4.6 Descripción de Plantas Comerciales de IGCC En la Tabla 3-26 se muestran las principales plantas a nivel de IGCC construidas antes del año dos mil; dos en Estados Unidos, Wabash y Tampa, que utilizan el mismo tipo de turbina de combustión de General Electric y dos en Europa que utilizan tecnología Siemens. La principal diferencia de estas plantas está en la alimentación del combustible, que para el caso de Tampa es por vía húmeda del proceso Texaco, mientras que las demás plantas son de tecnología Shell; en cuyo caso, la alimentación es por vía seca. El sistema de tratamiento y purificación de los gases es el mismo para todas las plantas. En cuanto al combustible utilizado todas han realizado ensayos con carbón y mezclas incluyendo residuos de refinerías.

Tabla 3-26 Plantas comerciales de IGCC y localización81

Localización del Proyecto Turbina de Combustión

Tecnología de Gasificación

Capacidad MW

Inicio de actividades

Nuon, Buggenoum Holanda Siemens V 94.2 Shell 253 Enero de 1994

Wabash River Indiana GE 7 FA E Gas (ConocoPhillips) 262 Octubre de 1995

Polk, Tampa Electric, Florida GE 7 FA Texaco (GE Energy) 250 Septiembre de 1996

Elcogas Puertollano España Siemens V 94.2 Prenflo 300 Diciembre de 1997

3.4.6.1 Planta Nuon - Buggenum La Planta Nuon Figura 3-20, con capacidad de 253 MW y eficiencia neta del proceso 43.1%, fue la primera planta comercial, construida utilizando la tecnología IGCC, el periodo de demostración fue hasta el año 1998, fecha en la cual se inició su operación comercial.

Figura 3-20 Planta Nuon en Buggenmun, Holanda82 81 Holt, N. Coal-Base IGCC plants .Gasification Conference.Washington. 4 – octubre de 2004


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3.4.6.2 Wabash River La planta de Wabash, en Indiana, Figura 3-21, Estados Unidos, cuya construcción se inició en julio de 1993, con capacidad de 262 MW, tiene una eficiencia neta de 39.2 %, con un consumo de 2,200 t/d de coque de petróleo, inició operación comercial en noviembre de 1995. En los inicios el carbón utilizado en la planta fue de producción local, con un contenido máximo de azufre de 5.9 % (base seca) y un poder calorífico libre de humedad y cenizas de 13,500 BTU/lb; el gas de síntesis se con un porcentaje de recuperación de azufre del 97 %. El bloque de generación está constituido por una turbina de gas General Electric MS 7001 FA que produce 192 MW y otra de vapor, que produce adicionalmente 104 MW83,84.

Figura 3-21 Planta Wabash en Indiana, Estados Unidos85

3.4.6.3 Planta Polk La planta de Polk en Tampa, Florida, Figura 3-22, opera desde 1996 con capacidad de generación de 250 MW y eficiencia neta de 41.2 %; y como las anteriores está conformada por: la planta de fraccionamiento de aire, la de Gasificación, la de generación de energía y los sistemas comunes y anexos. La planta de fraccionamiento de aire produce aproximadamente 2,175 ton de O2 por día con una pureza del 96 %. La planta de gasificación es alimentada con 2,200 ton/día de carbón, que produce syngas de medio BTU y vapor de alta presión. Aunque se han hecho muchos ensayos con diferentes combustibles, el actual es una mezcla de carbón con biomasa y/o pet-coque. Luego de la gasificación, el gas saliente se limpia mediante lavado con agua, hidrólisis de COS, y absorción del H2S con solución de MDEA. El azufre removido es convertido en ácido

82 www.industcards.com 83 The Wabash River Coal Gasification Repowering Project An Update. Clean Coal Technology. 2000 84 Treviño C. Manuel. Tecnología de gasificación integrada en ciclo combinado: GICC. Aplicación Real Puertollano, España. 85 www.ercintl.com


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sulfúrico al 98 % para suplir las necesidades locales (aproximadamente 200 t/d). La unidad de generación eléctrica es del tipo General Electric con 192 MW86.

Figura 3-22 Planta Polk en Tampa, Florida Estados Unidos82

La composición de algunos de los combustibles empleados en las plantas de, Wabash, Polk y Noun se muestra en la Tabla 3-27, además se presentan las propiedades y características del gas de síntesis obtenido.

Tabla 3-27 Análisis de los Combustibles empleados y del gas de síntesis resultante por plantas de IGCC

Planta Wabash River87 Polk88 Nuon8990 Combustible Carbón Coque de

petróleo Carbón Carbón

C % nd nd nd 62.8 H t% nd nd nd 3.7 N % nd nd nd 0.9 O % nd nd nd 5.5 S % nd nd nd 1.1 Humedad (% p) 15.2 7.0 4.03 13.0 Ceniza (% p) 12.0 0.3 6.81 13.0 Materia Volátil (% p) 32.8 12.4 30.38 Nd Carbón Fijo (% p) 39.9 80.4 58.78 Nd Azufre (% p) 1.9 5.2 1.93 Nd Poder calorífico BTU/lb 10,536 14,282 12,667 10,721

86 Hornick, M. Tampa Electric Polo Power Station Integrated Gasification Combined Cycle Project. Final Technical Report. 2002 87 The Wabash River Coal Gasification Repowering Project An Update. Clean Coal Techology 88 Hornick, M. Tampa Electric Polk Power Station Integrated Gasification Combined Cycle Project. Final Technical Report. 2002 89 Nuon Future plan: Magnum Project. Presentation RWTH-Aachen.2006 90 Renaissance of Gasification based on Cutting Edge Technologies. The Ideal Economical Solution for Refinery Upgrades and a Unique Alternative for Power Utilities to Avoid the High Costs of Fossil Fuels and Decrease Emissions. VGB PowerTech 9/2005


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Planta Wabash River87 Polk88 Nuon8990 Gas de síntesis Nitrógeno % V 1.9 1.9 2.28 42.0 Argon % V 0.6 0.6 0.88 0.6 CO2 % V 15.8 15.4 14.73 0.8 CO % V 45.3 48.6 44.06 24.8 H2 % V 34.4 33.2 37.95 12.3 CH4 % V 1.9 0.5 nd nd CH4 ppm nd nd 532 nd H2O % V nd nd nd 19.1 O2% V nd nd nd 0.4 Azufre ppmv 68 69 nd nd H2S Y COS ppm nd nd 415 nd Poder calorífico BTU/pie3 277 268 244.3 113

La planta de ELCOGAS, Figura 3-23, localizada en Puertollano, España, entró en funcionamiento en 1997, ocupa una extensión de 48 ha, y tiene una capacidad de generación de 300 MW. Al igual que las plantas anteriormente mencionadas cuenta con los bloques de gasificación, separación de aire y ciclo combinado, permitiendo así alcanzar una eficiencia neta del 42.2 %. A continuación se hará una descripción más detalla de la planta, ya que esta información será la utilizada para los balances de materia y energía.

Figura 3-23 Planta ELCOGAS en Puertollano, España91

La Tabla 3-28, muestra los datos analíticos del combustible empleado, el cual es una mezcla carbón y coque de petróleo, de esto se destaca que el carbón utilizado contiene un porcentaje de cenizas entre el 40% - 50% y humedad del 11%; el coque de petróleo aunque posee un poder calorífico alto, el contenido de azufre es del 5.5% en promedio. La mezcla de alimentación 50:50 presenta un alto contenido de azufre y cenizas,

91 Treviño C. Manuel. Tecnología de gasificación integrada en ciclo combinado: GICC. Aplicación Real Puertollano, España


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comparados con los carbones colombianos. Además el ciclo combinado también puede operar con gas natural, combustible utilizado en condiciones de arranque o parada.

Tabla 3-28 Composición del combustible utilizado Puertollano91

Composición Carbón Coque Mezcla (50:50)

Humedad (% p) 11.80 7.00 9.40

Ceniza (% p) 41.10 0.26 20.68

C (% p) 36.27 82.21 59.21

H (% p) 2.48 3.11 2.80

N (% p) 0.81 1.90 1.36

O (% p) 6.62 0.02 3.32

S (% p) 0.93 5.50 3.21

PCI (BTU/lb) 5,618.00 13,719.00 9,649.00

El diseño de la central de Puertollano se basa en el concepto de máxima generación entre las unidades principales de la planta. La Figura 3-24, muestra un diagrama de flujo simplificado del proceso. Los patios de almacenamiento del combustible tienen una capacidad aproximada de 100.000 t, lo que representa a 40 días de suministro.

AIRE

CARBON COQUE

COMBUSTIBLE EN POLVO

NITROGENO

OXIGENO

CALDERIN AP

CALDERIN MP RED AGUA VAPOR

CALDERIN AP

CALDERIN MP

CALDERA DE RECUPERA

CION DE CALOR

TURBINA DE VAPOR

TANQUE DE AGUA DE

ALIMENTACION

RECUPERACION DE AZUFRE

GASIFICADOR

ESCORIA

SISTEMA DE RECUPERACION DE

CALOR CONDENSADOR

NITROGENO RESIDUAL

SEPARADOROZONADOR AIRE

OXIGENO

GAS ACIDO

AGUA TRATADA

LIMPIEZA DE GAS

FILTROS CERAMICOS LAVADOR

EXTRACCION DE AZUFRE

ACONDICIONAMIENTO DE GAS

HIDRÓLISIS COS

ABOSORCION

GASES DE ESCAPE GAS DE CLAUSS

COMPRESOR DE ENFRIEMIENTO

GAS DE RECICLO

GENERADOR

UNIDAD DE FRACCIONAMIENTO DE AIRE

TORRE DE ENFRIAMIENTO

TURBINA DE GASAIRE

Figura 3-24 Esquema general planta ELCOGAS, Puertollano91


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El traslado hasta el sistema de preparación del combustible, Figura 3-25, se realiza en bandas transportadoras, con un consumo de 2,600 t/d utilizando carbonato de calcio como fundente (2-3%). Esta mezcla se muele a 50 micras y se seca hasta el 2% de humedad y se alimenta en forma continua a una velocidad 102 t/h y a una presión de 25 bares.

Figura 3-25 Sistema de preparación del Combustible92

La unidad de fraccionamiento de aire, Figura 3-26, produce oxigeno para la gasificación, con una pureza de 85 % en volumen, además de nitrógeno de 99.99 % y 98 % que se emplea en el ciclo combinado para mezclar con gas limpio y reducir la emisiones de NOx (ver Tabla 3-29). Esta unidad consta de un compresor, un sistema de enfriamiento, un sistema de purificación, una columna de destilación y un sistema de almacenamiento de gases93.

Tabla 3-29 Parámetros de diseño para unidad de fraccionamiento de Aire84

Elemento Valor Unidad Destino

Oxigeno Caudal 70,000 Nm3/h

Gasificador Pureza 85 % Presión 31 bar

Nitrógeno media presión Caudal 22,100 Nm3/h

Transporte de combustible y filtros Pureza 99.99 %

Presión 49 bar

92 Treviño C. Manuel. IGCC, A clean coal gasification power. ELCOGAS 93 Treviño C. Manuel. Tecnología de gasificación integrada en ciclo combinado: GICC. Aplicación Real Puertollano, España.


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Elemento Valor Unidad Destino

Nitrógeno de baja presión Caudal 8,150 Nm3/h

Gasificación Pureza 99.99 % Presión 4 bar Caudal de aire 188,000

Nitrógeno residual Caudal 188,000 Nm3/h

Turbina de gas Pureza >98 % Presión 18 bar Caudal de aire 288,000 Nm3/h Consumo de Auxiliares 28.7 MW

Figura 3-26 Unidad de fraccionamiento de Aire. Puertollano92

El gasificador se mantiene a una temperatura entre 1400-1600°C mediante la adición de oxígeno al 85%, vapor de agua y nitrógeno. El grado de conversión en esta unidad es de 98-99 %, en el caso del proceso húmedo el grado de conversión es del 97 %. Las cenizas fundidas de la gasificación, caen en forma de escoria dentro de un baño de agua donde al enfriarse se obtiene un sólido inerte vitrificado, en el caso del proceso húmedo la cantidad de inquemados en las cenizas vitrificadas puede llegar hasta un 20%, cantidad que la hace no apropiada para su uso como materia prima para la producción de cemento y concreto.

Como resultado de la reacción se obtiene el gas de síntesis crudo, cuya composición se muestra en la Tabla 3-30. Dado que los sistemas de limpieza del gas trabajan a baja temperatura, es necesario su enfriamiento, el cual se realiza por medio de intercambiadores de calor, aprovechando de esta forma la energía para producir vapor de media y de alta presión, que se envía al ciclo combinado con lo cual genera el 15 % de la capacidad de generación de la planta84.


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Tabla 3-30 Características del gas crudo94

GAS CRUDO Composición Media real Diseño CO (%) 59.26 61.25 H2 (%) 21.44 22.33 CO2 (%) 2.84 3.70 N2 (%) 13.32 10.50 Ar (%) 0.90 1.02 H2S (%) 0.83 1.01 COS (%) 0.31 0.17 HCN (ppmv) 23.00 38.00

El gas luego de ser enfriado, pasa por filtros cerámicos para reducir el contenido del material particulado, posteriormente se realiza el lavado con agua, (Scrubber, Figura 3-27) para retirar parcialmente compuestos contaminantes como HCl, HF, NH3, HCN, H2S y CO2 y terminar de retirar el material particulado. La corriente de gas contiene COS, el cual se retira utilizando un reactor catalítico de hidrólisis en el que el COS se transforma a H2S y el HCN en NH3 como se muestra en las siguientes reacciones:

COS + H2O → CO2 + H2S (1)

HCN + H2O → CO + NH3 (2)

Figura 3-27 Sistema de limpieza y desulfurizacion del gas92 94 García P. Francisco. Producción de H2 de gasificación, la oportunidad de la planta de Puertollano. Universidad de Castilla la Mancha. Puertollano 2007. Available from World Wide Web http.//www.uclm.es


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El gas sulfhídrico se retira en una columna de absorción con Metildietanolamina (MDEA) que lo captura selectivamente, el cual se despoja por calentamiento de la solución y es enviado a la planta Claus, (descrita en el informe anterior) para recuperar el Azufre con un 99.8 % de pureza. La composición del gas limpio resultante se muestra en la Tabla 3-31.

Tabla 3-31 Principales Características del gas limpio95

GAS LIMPIO

Composición Media real Diseño CO (%) 59.30 60.51 H2 (%) 21.95 22.08 CO2 (%) 2.41 3.87 N2 (%) 14.76 12.5 Ar (%) 1.18 1.03 H2S (ppmv) 3.00 6.00 COS (ppmv) 9.00 6.00 HCN (ppmv) – 3.00

Antes de su combustión en la turbina de gas, para reducir la formación de NOx, el gas limpio se somete a una saturación con vapor de agua y mezcla con nitrógeno residual, se reportan niveles de emisión de NOx inferiores a 150 mg/Nm3 al 6 % de exceso de O2. Finalmente, el ciclo combinado puede funcionar con gas de síntesis y gas natural manteniendo comparables potencia, rendimiento y niveles de emisión, Tabla 3-32.

Tabla 3-32 Comparación de IGCC según combustible empleado92

Combustible empleado en Ciclo Combinado

Gas de Síntesis

Gas Natural

Poder calorífico PCI (BTU/lb) 4,389.0 21,109.0 Potencia de Turbina de gas (MW) 182.3 195.1 Potencia de turbina de Vapor (MW) 135.4 85.6 potencia eléctrica bruta (MW) 317.7 280.7 Eficiencia del ciclo combinado (%PCI) 52.4 53.1

Emisiones mg/Nm3 (6 % de 02) SO2 25.0 25.0 NOX 150.0 250.0 Material particulado 7.5 12.5

La distribución de las unidades en la planta de ELCOGAS se presenta en la Figura 3-28.

95 García P. Francisco. Producción de H2 de gasificación, la oportunidad de la planta de Puertollano. Universidad de Castilla la Mancha. Puertollano 2007. Available from World Wide Web http.//www.uclm.es


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3.4.7 Balance de Materia en el Proceso IGCC La Figura 3-29, muestra el balance de materia del la planta de Puertollano, realizado teniendo en cuenta la información encontrada de la planta. Los flujos de entrada, representados en azul, corresponden al combustible, mezcla de carbón y coque de petróleo en una relación 50:50, con fundente, 2,600 t/d (Entrada 1), aire que alimenta la unidad de fraccionamiento (Entrada 2) y agua para la generación de vapores de media y alta presión (Entrada 3). Los flujos de salida, representados en naranja, pertenecen a gas de síntesis saturado y limpio 10385.3 t/d (Salida 1), azufre proveniente de la unidad de Claus, 74.4 t/d (Salida 2), residuos del proceso de gasificación entre los que se encuentra escoria 583.2 t/d y finos de escoria 28.8 t/d, (salida 3) cenizas volátiles 72 t/d, (salida 4) y finalmente, vapor de alta y media presión (salida 5)92.

La Tabla 3-33, presenta un resumen de los combustibles y consumibles en el proceso IGCC de ELCOGAS durante el año 2002.

Tabla 3-33 Consumos de la central IGCC en el año 200293

Consumo de carbón (t) 248,497

Consumo de coque (t) 254,101

Consumo de caliza (t) 12,987

Consumo total de gas natural (Nm3) 84,565,446

Agua Cruda (hm3) 3.18

Agua Cruda Torre de refrigeración (hm3) 2.10

Agua desmineralizada (hm3) 0.73


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Figura 3-28 Distribución de la Planta ELCOGAS, Puertollano92


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ENTRADA 3

2600 t/d 65 t/d

GAS CRUDO GAS CRUDO

530400 Nm3/d

OXIGENO 85 %

1680000 Nm3/d95% 4512000 Nm3/d

AGUA

NITROGENO 99,9 530400 Nm3/d

5520 t/d 583,2 t/d 28.8 t/d 6912000 Nm3/d 10385,3 t/d

553 t/d

SALIDA 5 ENTRADA 2

CONVENCIONESFLIJOS DE ENTRADA

FLIJOS DE SALIDA

NITROGENO

TURBINA DE GAS

UNIDAD DE CLAUSS

HIDRÓLISIS DE COSSEPARADOR

ADSORCION CON MDEA 50 %

ACONDICIONAMIENTO DE GAS

111648 Nm3/d

4393272 SECONm3/d

AGUA Y LODO

VAPOR ALTA PRESION

ENTRADA 1 SALIDA 4

PREPARACION DE CARBON

CARBON Y COQUE DE

PETROLEO 50:50

LAVADOR VENTURI

FILTROS CERAMICOS <3mg/Nm3

4342488 Nm3/d

4320000 Nm3/d

CALIZA CENIZAS VOLANTES 4 % INQUEMADOS AGUA

TURBINA DE VAPOR

72 t/d

VAPOR MEDIA PRESION

CARBON TRITURADO

100080000 Nm3/d

GAS CRUDO

ESCORIA 98,1 %

CENIZAS y 1,91 5 de C

FINOS DE ESCORIA

40,0 % CENIZAS y 60

% de C

195600 Nm3/d

NITROGENO 99,9 %GAS CRUDO 98- 99 % CONVERSION DE C

GASIFICADOR 98-99 % CONVERSION CARBONO

TRITURADOR

GAS CRUDO

6120000 Nm3/d

UNIDAD DE FRACCIONAMIENTO

DE AIRE

74,4 t/d

10440000 Nm3/d

GAS DE SINTESIS

SALIDA 1SALIDA 2SALIDA 3

AZUFRE 99,8 %AIRE

Figura 3-29 Balance de Materia Planta Elcogas


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3.4.8 Balance de Energía en el Proceso IGCC

La Figura 3-30, presenta el balance de energía de la planta Elcogas, en el se muestran los flujos de entrada y salida típicos de una planta IGCC. Los flujos de entrada, representados en azul, corresponden al combustible a gasificar, que cuenta con 686 MW, (Entrada 1); los flujos de salida están conformados por: las perdidas energéticas en la planta en los procesos de preparación del combustible y gasificación de 32.5 MW, (perdidas 1); fraccionamiento de aire, 19.5 MW, (perdidas 2); la limpieza del gas y recuperación de azufre de 2 MW, (perdidas 3); y en la preparación del gas de síntesis limpio 2 MW, (perdidas 4) identificadas por el color naranja en la figura. La recuperación de energía del gas de síntesis crudo, genera vapor de agua con 190 MW y en la preparación del gas limpio 22 MW, la energía generada en la turbina de gas alcanza los 182 MW, mientras que la aportada en el ciclo de vapor es de 135 MW92. Los requerimientos de energía esta en: la unidad de fraccionamiento de aire con, 20 MW y en el ciclo de gas para el calentamiento del aire, 16 MW, señalados en verde en la figura.


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SALIDA 1

97 MV AGUA

AIRE 15 MW

PERDIDAS 2 PERDIDAS 4

GENERACION

CONVENCIONESFLIJOS DE ENTRADA

PERDIDASCONSUMO

PLANTA ELECTRICA

VAPOR 190 MW

VAPOR 125 MW

GASES CALIENTES 372

MW

27 MW

PERDIDAS 3

36 MW

CONSUMO PERDIDAS 1

COMBUSTIBLE 686 MW

ENTRADA 1

NITROGENO 0,5 MW

CALOR DE CONDENSACION Y GASES DE SALIDA 324 MV

ENERGIA GENERADA 135 MW

GAS DE TURBINA 592 MW

VAPOR 97 MW

VAPOR 26 MW

VAPOR 22 MW

12 MW

UNIDAD DE FRACCIONAMIENTO DE

AIRE

317 MV 32,5 MW 19,5 MW 2 MV

16 MW

LAVADO Y REMOCION DE AZUFRE

26 MV

GAS LIMPIO 544 MW

PREPARACION GAS LIMPIO

VAPOR 212 MV

VAPOR 6 MW

CICLO DE VAPOR

CICLO DE GAS

ENERGIA GENERADA 182

MW

OXIGENO 2 MW

PREPARACION CARBON Y GASIFICACION

GAS CRUDO 563 MW

20MW

NITROGENO RESIDUAL 13 MV

2 MW

AIRE 42 MW

Figura 3-30 Balance de energía planta Elcogas, Puertollano


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3.4.9 Plantas de IGCC Proyectadas Los siguientes proyectos han sido presentados para ser construidos en el futuro inmediato, utilizando tecnología IGCC.

Tabla 3-34 Proyectos IGCC en Europa y Estados Unidos96

Proyecto Compañía Tipo País

Latrobe Valley Monansha E. PRE IGCC Australia

Zerogen Stanwell PRE IGCC Australia

KWinana Hidrogem E. (BP-RT) PRE IGCC Australia

Alberta EPCOR PRE IGCC Canadá

Saskatchewan OPTI/NEXEN PRE IGCC Canadá

Green Gen TPRI PRE IGCC China

Hypogen CE PRE IGCC Estados Unidos

RWE RWE PRE IGCC Alemania

Mágnum Nuño PRE IGCC

Tjeldbergodden Statiol, Shell PRE IGCC Noruega

Karto Statiol PRE IGCC Noruega

De Referencia GE PRE IGCC Polonia

Peterhead BO, SSE, GE PRE IGCC Reino Unido

E.ON E.ON PRE IGCC Reino Unido

Hatfield Powel Fuel PRE IGCC Reino Unido

Teeside Progresive E. PRE IGCC Reino Unido

Carson H.P. BP/Edison M. PRE IGCC Estados Unidos

TXU TEF/TUX PRE IGCC Estados Unidos

Corpus Christi Tondu-Nueces PRE IGCC Estados Unidos

Hoyt Laker Excelsior E. PRE IGCC Estados Unidos

Colorado Xcel PRE IGCC Estados Unidos

Indiana Indiana gasif. PRE IGCC Estados Unidos

Future Gen DOE consorcio PRE IGCC Estados Unidos

La Tabla 3-35 presenta las principales especificaciones de plantas de IGCC construidas y proyectadas entre los años 1994 – 2010.

96 García P., Francisco. Producción de H2 de gasificación, la oportunidad de la planta de Puertollano. Universidad de Castilla la Mancha. Puertollano 2007


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Tabla 3-35 Plantas y proyectos IGCC a nivel mundial 1994-201097

NOMBRE DEL PROYECTO DEMKOLEC WABASH RIVER EL

DORADO TAMPA

ELECTRIC PUERTOLLANO PIÑON PINE SHELL PER+ API ENERGIA ISAB ENERGY SALUX

LOCALIZACION DE LA PLANTA Buggenum W. Terre Haute,

Indiana

El Dorado Ref.

Kansas

Polk Country, Florida

Repsol Refinery Puertollano

Reno, Nevada

Pemis Refinery,

Rotterdam

api Refinery, Falconara

Erg Petroil Ref., Priolo, Silicy

Saras Refinery, Sarroch, Sardinia

PAIS Holanda USA USA USA ESPAÑA USA HOLANDA ITALIA ITALIA ITALIA

PLANTA Noun Global Energy Frontier Energy

Tampa Electric Co

Elcogas, Siemens, Krupp-Uhde, Babcock y W

Sierra Pacific Power Co

Royal Dut/ Shell

api Energía, 51 % api, 25 % ABB, 24 %

Texaco

ISAB Energy, 51 5 Erg Petrolim 49 % Edison, MISSION

Energy

Salrlux 55 % Saras, 45 % Enron

INGENIERIA KEMA, SHELL

PSI ENERGY, DESTEC ENERGY,

SARGENT Y LUNDY

TEXACO, FLUOR DANIEL

BECHTEL, GENERAL ELECTRIC, TEXACO

DEVELOP

SIEMENS, KRUPP UHDE, BABCOCK Y W,

INTEC

MW KELLOGG, FOSTER

WHEELER

FLUOR DANIEL, ABB

LUMMUS, COMPRIMO

ABB COMPANIES:

SAE SADELMI, POWER GEN,

LUMMUS GLOBAL

SNAMPROGETTI, FOSTER

WHEELER, ANSALDO

FLUOR DANIEL, SNAMPROGETTI,

GENERAL ELECTRIC,

TURBOTECNICA

Total Invertido NLG 850 millones US $ 438 millones US $ 506

millones US $ 818 millones US $ 336 millones

NGL 3500 millones

US $ 772 millones US $ 1200 millones US $ 1350

MILLONES Inversión/generación, US $2400/kw US $1672/kw US $2024/kw US $2900/kw US $1877/kw US $2647/kw US $2303/kw US $ 1907/Km INV. IGCC/Kwe US $1212/kw US $1646/kw US $2320/Kw US $ 1924/kw US $1250/Km Subsidiada por ninguno DOE DOE DOE Thermie DOE ninguno ninguno ninguno ninguno

Total US $219 millones US $ 151 millones US $ 60 millones US $ 168

millones N/A N/A N/A N/A

Generación Bruta MW 284 297 55 282 335 104 153 285 563 561 Generación Neta MW 253 262 35 250 310 100 115 244 521 452 H2/CH3COH No/No No/No No/No No/No No/No No/No 285 t/d/No No/No No/No 39,9 t/d

Vapor No No 45,4 t/h No No 81,6 t/h 400 t/h 31 t/h MP, 34 t/h LP 100 t/h MP, 85 t/h LP

ALIMENTACION Carbón

Queensland, Biomesas

(<30%)

Petcoke. Carbón Illinous N 6

Residuos de Aceites, Petcoque

CARBON Kentucky N 11, Pittsburgh N 8

50 % Carbón alto en cenizas y 50%

Petcoke

Carbón bituminosos

Utah

Residuos de craqueo

brea de Visbreaker

Asfalto , brea, aceites pesados Bitumen, brea

LHV 7,06 MWH/t 7,00MWh/t 6,61 MWh/t 10,70 MWh/t 10,70 MWh/t 10,70 MWh/t

LHV 25,4 MJ/kg 25,2 MJ/kg 23,8 Mj/kg 38,5 Mj/kg 38,5 Mj/kg 38,5 Mj/kg Consumo t/d 2000 2544 164 2200 2560 800 1650 1421 3072 3559 Sistema de alimentación Seca lodo lodo lodo Seca seca Liquido

bombeado liquido

bombeado liquido bombeado liquido bombeado

ASU Air Products Air Liquide Air Products Air Liquide No Air Products Praxair Air Liquide

GASIFICADOR 1 x Shell 2 x Destec 1 x Texaco 1 x Texaco 1 x Krupp-Unde 1 x M. W. Kellogg 3 x Lurgi 2 x Texaco 2 x Texaco 3 x Texaco

PROCESO SCGP Dow Destec TGP TGP Prenflo KRW SGHP TGP TGP TGP Enfriamiento de gas Caldera Caldera Apagado Caldera Caldera Caldera Caldera Apagado Apagado Apagado Modo lecho en lecho en arrastre lecho en lecho en arrastre lecho en arrastre lecho lecho en lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en arrastre

97 NYKOMB SYNERGETICS. Major IGGC Projects. Word-Wine. Available: http://www.nykomb.se/pdf/IGCC_summary.pdf


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NOMBRE DEL PROYECTO DEMKOLEC WABASH RIVER EL

DORADO TAMPA

ELECTRIC PUERTOLLANO PIÑON PINE SHELL PER+ API ENERGIA ISAB ENERGY SALUX

arrastre arrastre fluidizado arrastre Oxidante Oxigeno Oxigeno Oxigeno Oxigeno Oxigeno Aire Oxigeno Oxigeno Oxigeno Oxigeno

Presión/ Temperatura 25 bar / 1500ºC 27 bar / 1371ºC 30 bar / 1482ºC 25 bar / 1500ºC 20 bar /

980ºC 65 bar / 1350ºC 65 bar / 1350ºC 71 bar / 1400ºC 39 bar / 1400ºC

Carbón convertido 99 95 95 99 99 99 Syngas LHV BTU/pie3 209 242 253 128 210 274 163 Syngas LHV KJ/Nm3 8224 9528 9962 9940 5024 8274 13913 6403

Limpieza de gas CGCU CGCU CGCU CGCU + HGCU CGCU HGCU CGCU CGCU CGCU CGCU

CGCU Tech Sulfinol + Claus MDEA MDEA MDEA + Claus MDEA + Claus - Rectisol Selexol +

Clauss MDEA + Claus Selexol + Clauss

HGCU Tech No No No General Electric No

M. W. Kellogg

Transport Reactor

No No No No

Absorbente N/A N/A N/A Zn/Ti MeO3 N/A Phillips

Petrol. Zn/Ni Me O2

N/A N/A N/A

Filtro de Gas cerámico metálico N/A cerámico cerámico N/A N/A N/A N/A

Turbina de Gas SIEMENS V94,2 GE 7001FA GE

MS6541B GE MS7001FA Siemens V94,3 GE MS60041FA GE MS6541B ABB GT1E2 Siemens V94,2 GE MS9001E

Salida de turbina 1 x 156 MW 1 X 192 MW 1 X 55 MW 1 X 192 MW 1 X 182 MW 1 X 76 MW 2 X 55 MW 1 X 189 MW 2 X 161 MW 3 X 136 MW

TIT 1050 1260 1104 1260 1120 1288 1104 1080 1050 1124

TOT 557 593 539 593 550 597 525 >500 530 538

Integración GT ASU No ASU Gasificador + ASU ASU Gasificador No No No No

HRSG Presión triple con recalentamiento

Presión triple con recalentamiento

Babcock y W Presión

Simple NEM Presión triple Presión cuádruple Ansaldo

Presión doble con recalentador

Turbina de Vapor SIEMENS WESTINGHOUSE GENERAL ELECTRIC SIEMENS NUOVO

PIGNONE Siemens Nuovo Pignone

Salida de turbina 1 X 128 MW 1 X 105 MW 1 X 121 MW 1 x 135 MW 1 X 24 MW 28 + 15 MW 1 X 100 MW 2 X 115 MW 3 X 51 MW

Eficiencia 43 39,7 39 40 40,6 36,7 40,4 38 44,6

Factibilidad 85 85 85 84 90 91,3 93 90,8 Emisiones NOX 15 % O2 <25mg/Nm3 20 ppm <25 ppm <25 ppm 73 ppm <42 ppm 25 ppm 10 mg/NM3 <30 ppm

SOX 15 % O2 36 ppm 26 ppm 55 ppm 8 ppm 5 ppm 17 ppm 30 mg/N 22 ppm CO 15 % O2 Material particulado <0,2 mg/Nm3 10mg/Nm3

Inicio * Febrero, 1994 Agosto, 1995 Junio, 1996 Agosto, 1996 Diciembre, 1997 Febrero,

1998 Noviembre,

1997 Mayo, 1999 Julio, 1999 Abril, 2000

En operación ** Junio, 1994 Septiembre, 1996 Marzo, 1998 Mediados de

1998

Julio de 1998, Noviembre, 1999 Abril, 2000 Julio, 2000


Doc. AN-JRC-812-05


171

… continuación Plantas y proyectos IGCC a nivel mundial 1994-2010 (2)97

NOMBRE DEL PROYECTO SVZ SUSTEC DELAWARE ESSO BAYTOWN FIFE POWER NIPPOM OIL TOTAL GSK VRESOVA ATI SULCIS

LOCALIZACION DE LA PLANTA

Schawarze, Pumpe, Saxen

Premcor Ref., Delaware Cicy

Exxon Chemical, Sinagapore

Exxon Baytown, Texas Negishi Refinery,

Yokohama Total Refinery

Normandy Nihon Vresova portoscuso sardinia

PAIS ALEMANIA USA SINGAPUR USA ESCOCIA JAPON FRANCIA JAPON PREPUBLICA CHECA ITALIA

PLANTA SVZ Premcor Ref. GE Energy

Exxon Chemical, GE Enegy Exxon Baytown NPRC Total, EDF General Sekiyi

K K Sokolovka

uhelna

Sondel, Ansaldo Energia

INGENIERIA GE ENERGY, PARSONS WORLEYPARSONS GE ENERGY,

UOP GE ENERGY

FUTURE ENERGY, KRUPP, LURGI

ENVIROMTH

Ansalso Energia, Fluor Daniel, Shell

Global S.

Total Invertido € 256 millones € 95 millones € 1,3 billones Inversión/generación N/A

INV. IGCC/Kwe N/A Subsidiada por No No No No No FP5 Publico Total N/A N/A N/A N/A N/A N/A Generación Bruta MW 75 240 585

Generación Neta MW 45 120 180 436 350 342 365 540 385 471

H2/CH3COH NO*120kT/año No/No Si/No No/No No/No 100t/d/No No/No No/No

Vapor No No 250 t/h

ALIMENTACION Carbon pardo 25 %, Residuos, residuos

de aceite 50 % petcoque fluido aceite de craqueo

de etileno Petcoque, Aceite

pesado Carbón Asfalto, Aceite pesado Aceite Pesado Brea de

Visbreaker Lignito carbón

LHV 6,48Mwh/t

LHV 31-28 Mj/kg

Consumo t/d 720 sólido / 200 liquido 2000 1213 2200 1958 4356

Sistema de alimentación

Seco, lodo y liquido bombeado seco seco

ASU AGA Krupp Uhde

GASIFICADOR 7 x Lurgi, 2 x BGL, 2 X GSP 2 X Texaco 2 X Texaco 2 X Texaco ? X BGL ? X Texaco ? X Texaco ? X Texaco 2 X GSP 2 X Shell

PROCESO Lurgi, Lecho fijo, BGL, GSP GE Energy GE Energy GE Energy Slagging GE Energy GE Energy GE Energy GSP SCGP

Enfriamiento de gas Caldera, apagado Apagado Apagado Apagado Apagado Apagado Apagado Apagado Apagado Caldera


Doc. AN-JRC-812-05


172

NOMBRE DEL PROYECTO SVZ SUSTEC DELAWARE ESSO BAYTOWN FIFE POWER NIPPOM OIL TOTAL GSK VRESOVA ATI SULCIS

Modo lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en

arrastre lecho en arrastre

lecho en arrastre

lecho en arrastre

Oxidante Oxigeno/ Vapor Oxigeno Oxigeno Oxigeno Oxigeno Oxigeno Oxigeno Oxigeno Oxigeno Presión/ Temperatura

GSP 25 bar / 1600-1800 ºC 67 bar 28 bar 25 bar /

1500ºC Carbón convertido 99 Syngas LHV BTU/pie3 248 241 319

Syngas LHV KJ/NM3 12-16 MJ/Nm3 9768 9477 12568

Limpieza de gas CGCU CGCU CGCU CGCU CGCU CGCU CGCU CGCU

CGCU Tech 95 % Rectisol. 5 % Fle gas CL MDEA Flexsorb Rectisol Selexol + Claus ADIP Rectisol Sulfinol +

Claus HGCU Tech No No No No

Absorbente No No No No

Filtro de Gas Cerámico Cerámico

Turbina de Gas GE MS6551B GE MS6001FA GE MS6001FA GE MS6001FA GE MS9001FE GE MS9001FE

SIEMENS V94,2

Salida de turbina 1 X 45 MW 2 X 90 MW 2 X 90 MW 1 X 80 MW 2 X 153 MW 2 X 153 MW 2 X 173 MW TIT 1288 1288 1288 1124 1124 1050

TOT 597 597 597 538 538 540

Integración GT ASU No No

HRSG Presión

cuádruple Ansaldo

Turbina de Vapor 1 X 30 MW General Electric Siemens

Salida de turbina 45,3 55 MW 2 X 90 MW 1 X 94 MW 2 1 X 239 MW Eficiencia 80-90 42,2 40

Factibilidad 85,6

Emisiones

NOX 15 % O2 9-15 mg/Nm3 42 mg/Nm3 35 mg/Nm3 <70mg/Nm3

SOX 15 % O2 <60 mg/Nm3

CO 15 % O2 <50 mg/Nm3 Material particulado <2 mg/Nm3

Inicio * 1992-1997 Agosto, 2000 Marzo, 2001 Abril, 2000 2000 2003 2003 2004 2005 Junio de 2005 En operación ** Julio, 1997 2002 2001


Doc. AN-JRC-812-05


173

… continuación Plantas y proyectos IGCC a nivel mundial 1994-2010 (3)97

NOMBRE DEL PROYECTO REPSOL PIEMSA AGIP OPTI NEXEN MITSUBISHI AUSTRALIA EXCELSIOR NUECES ORLANDO

LOCALIZACION DE LA PLANTA

Biscay Refinery of Repsol

Petronor Refinery in Basque region Sannzzaro Long Lake,

Alñberta Iwaki-city,

Fukushima Pret. Esperance Mesaba, Iron Range, MA

Corpus Christi, Texas Orlando, Frolira

PAIS ESPAÑA ESPAÑA ITALIA CANADA JAPON AUSTRALIA USA USA USA

PLANTA Repsol, Iberdrola Piemsa, Petronor, Ibedrola

Agip, Raffinazione, ENI

Power Clean Coal

Power co Habin Electric Excelsor Energy Tondu Copr Gasificación 65

%& Southem, 35 % OUC

INGENIERIA SNAMPROGETTI, SHELL

GENERAL ELECTRIC MHI

SIEMENS, FLUOR,

CONOCO PHILLIPS

SARGENTE Y LUNDY, SHELL

GLOBALL S KBR

Total Invertido € 1,1 billon Inversión/generación, € 1403/kw INV. IGCC/Kwe € 954/kw

Subsidiada por No No Ministery of E, T and I DOE, RDF DOE

Total N/A N/A 30 % de la inversión

AUS US $ 76 millones

US $ 36 + 10 millones US $ 235

Billones

Generación Bruta MW 935 250

Generación Neta MW 824 784 250 160 220 400 603 600 285

H2/CH3COH Si/No 38000m3/d/No Si/No No/No

Vapor No No

ALIMENTACION aceite pesado petcoque Breas asfáltenos Carbón Petcoque, carbón

LHV

LHV 39,3 MJ/kg

Consumo t/d 1200 3100 1700 4600 Sistema de alimentación liquido bombeado seco lodo seco

ASU Air Liquide Si 2 X No

GASIFICADOR ? X Texaco 2 X Shell 4 X Shell ? x MHI ? X GE Energy 2 X Conoco Phillips ? X Shell ? X KBR

PROCESO GE Energy SGP SGP Mitsubishi GE Energy E- Gas SGP Enfriamiento de gas Apagado Apagado Apagado Apagado Caldera Apagado Apagado

Modo lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en arrastre lecho en arrastre

Oxidante Oxigeno Oxigeno Oxigeno Aire Enriquecido Oxigeno Oxigeno


Doc. AN-JRC-812-05


174

NOMBRE DEL PROYECTO REPSOL PIEMSA AGIP OPTI NEXEN MITSUBISHI AUSTRALIA EXCELSIOR NUECES ORLANDO

Presión/ Temperatura 62 bar Carbón convertido 99,9

Syngas LHV BTU/pie 3 295 135

Syngas LHV KJ/NM3 11598 Limpieza de gas CGCU CGCU CGCU CGCU CGCU CGCU CGCU CGCU CGCU Tech MDEA MDEA - DOW Selexol MDEA

HGCU Tech N/A

Absorbente

Filtro de Gas

Turbina de Gas GE MS6001FA Siemens V94.2K GE MS7001EA M701DA Siemens GT6-5000F Siemens 501F

Salida de turbina 2 X 294 MW 1 X 173 MW 2 X 186 MW 142 MW TIT 1050 1204

TOT 609 540 602

Integración GT Gasificador

HRSG

Turbina de Vapor Siemens Mitsubishi Siemens Salida de turbina 1 X 347 MW 192 MW 110 MW Eficiencia 42

Factibilidad

Emisiones 80

NOX 15 % O2 30 mg/Nm3 <5ppm

SOX 15 % O2 <8 ppm

CO 15 % O2 Material particulado Inicio * 2004 2006 marzo, 2006 2007 Junio, 2007 2009 Cancelada Junio, 2010

En operación ** Abril, 2006 Septiembre, 2007 2008 Relocalizada

* Fecha en que el gasificador empezó a producir gas de síntesis

** Fecha de la competa integración, el gasificador produce gas de síntesis para la turbina de gas.


Doc. AN-JRC-812-05


175

De la tabla anterior se puede observar que:

• De las plantas descritas, 9 unidades de IGCC están construidas y proyectadas en EU, 5 en Italia, 3 en España, 2 de Japón, 2 de Holanda, 1 en Alemania, 1 en Escocia, 1 en Francia, 1 en Singapur, 1 en Republica Checa, 1 en Canadá y 1 en Australia.

• La ingeniería de la tecnología IGCC, se encuentra uniformemente distribuida en varias casas comerciales, (Shell, Siemens, Kellogg, General Electric GE Energy Fluor entre otros) no existe una diferencia notable en la experiencia de construcción y puesta en marcha.

• Las plantas construidas desde 1997 hasta 2007 generan entre 55 – 521 MW, las plantas proyectadas hasta el 2010 generarían entre 280 y 600 MW.

• Los costos de inversión para generar en promedio 250 MW con IGCC están entre 438 y 770 millones de dólares, diferencia que puede deberse al valor de la tecnología empleada en el diseño.

• Los costos de inversión para generar entre 310 - 512 MW con IGCC están entre 818 y 1350 millones de dólares.

• Cuatro de los primeros proyectos de la tecnología fueron subsidiados por empresas del estado.

• Las primeras plantas de IGCC, fueron empleadas únicamente para la generación eléctrica, posteriormente la tecnología se utilizo para generar H2 y Etanol.

• Otro de los productos de importancia en la tecnología IGCC, es la obtención de vapores de media y alta presión.

• La alimentación principal en las plantas IGCC mencionadas es carbón, seguido de coque de petroleo, breas, aceites pesados y biomasa.

3.4.10 Ventajas del IGCC Las ventajas asociadas al IGCC se resumen a continuación:

1. Las eficiencias con base en el poder calorífico inferior (LHV) para cada una de las siguientes centrales son:

a. Buggenum, Holanda: 43.0 %

b. Wabash River, USA: 41.2%

c. Tampa Electric, USA: 38.9%

d. Puerto Llano, España: 42.2%

2. Alimentación flexible, como carbón de diferentes calidades, combustibles alternos como residuos sólidos urbanos, biomasa, petcoke entre otros y disponibilidad de combustible secundario en el ciclo combinado.


Doc. AN-JRC-812-05


176

3. Flexibilidad del producto: electricidad, H2, CO2, metanol, NH3, gasolinas entre otros.

4. En el aspecto ambiental:

La desulfurización se realiza en un 99.9%, por medio de un proceso petroquímico que lo lleva a S elemental (proceso Claus).

Menores emisiones de CO2 que otras plantas menos eficientes basadas en carbón.

Muy bajas emisiones de NOx y SOX y de material particulado, son prácticamente nulas.

Menores residuos, escoria, ceniza y sales con subproductos. Menor consumo de agua. Por la temperatura, las cenizas se vitrifican, son inertes y no contamina los suelos. La mejor tecnología para eliminar emisiones de mercurio. Alta capacidad para trabajar con combustibles de alto contenido de azufre. Esta tecnología permite satisfacer una hipotética regulación mundial que obligue al

almacenamiento de CO2.

SO2 25.3 % NOX 4.5 %

PM > 40

SO2 2.5 %NOX 2.3 %

PMT 0.3 SO2 1.4 %NOX 0.8 %

PM 0.1 SO2 0.07 %NOX 0.04 %

PM 0.02

CARBON PULVERIZADO SIN

TRATAMIENTO

CARBON PULVERIZADO PC

REMOCION DE SOX 90 % LNB 50 %

ESP 99.2 %

LECHO FLUIDIZADO ATMOSFERICOAFBC

CICLONES 96 %

IGCCAZUFRE 99.6 %

Combustible de alimentación con: 3.2 % S, 20.7 % Cenizas y HHV 23.12 MJ/Kg Producción 320 MW

Eficiencia (HHV) 37.5 % (PC Y AFBC), 46 % (IGCC)

Figura 3-31 Emisiones de IGCC comparada con otros procesos98

98 Fuente: Fuente: Ferre, Marian. Guía de Tecnologías de Uso Limpio de Combustibles Fósiles para Latinoamérica y Caribe. Seminario Videoconferencia de OLADE. Adaptado para el proyecto.


Doc. AN-JRC-812-05


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5. Aspecto económico

El carbón es muy competitivo con respecto al gas natural, el costo variable kWh es un tercio del producido con gas natural.

Estabilidad en costos de carbón más alto con respecto al petróleo y sus derivados. Menor costo de captura de CO2, Es posible su captura y almacenamiento. Los residuos son productos comerciales como el caso del azufre y las cenizas

fundidas.

6. Sostenibilidad

Hay reservas de carbón en Colombia para más de 150 años para plantas hasta de 600 MW.

Admite casi cualquier combustible con suficiente contenido carbonáceo.

3.4.10.1 Comparación de emisiones de IGCC con Tecnologías de Carbón Pulverizado99

En la siguiente Figura se puede observar que las emisiones generadas por IGCC son menores que las generadas por la tecnología de Carbón Pulverizado.

SOx

NO

x

Parti

cula

s

IGCCPC-Caldera

IGCC 0,017 0,036 0,002

PC-Caldera 0,05 0,15 0,01

SOx NOx Particulas

Figura 3-32 Comparación de emisiones de IGCC con Tecnologías de Carbón Pulverizado en (lb/mm BTU)100

99 Seminario: Diversificación Energética de Chile. Ing. Alejandro Sáez 100 Fuente: Southwest Research Institute


Doc. AN-JRC-812-05


178

3.4.10.2 Comparación de emisiones efecto invernadero de IGCC con otras tecnologías de generación en lb/MMBTU101

En la siguiente Tabla se puede observar que el menor aporte a emisiones de Efecto Invernadero son las generadas por IGCC.

Tabla 3-36 Comparación de emisiones Efecto Invernadero de IGCC con otras Tecnologías

Oxidos de Azufre

Oxidos de Nitrógeno MP COV

(Lb/mmBTU) (Lb/mmBTU) (Lb/mmBTU) (Lb/mmBTU)PC/CFBC 3,100 0,800 0,070 0,003GICC 0,017 0,024 0,010 0,003GNCC 0,01 0,028 0,010 0,003

Fuente EPRIDonde:PC: Carbón pulverizadoCFBC: Combustión en Lecho Fluidizado CirculanteGICC: Gas de Sínteis Integrado en Ciclo CombinadoGNCC: Ciclo Combinado a Gas Natural

3.4.11 Desventajas del IGCC Altos costos de inversión cuando se compara con plantas de carbón pulverizado

convencional que no emiten o afectan ambientalmente de igual manera. Menores disponibilidades eléctricas cuando no se cuenta con combustibles de

respaldo. Altos costos de operación y mantenimiento si no se cuenta con apoyo del

fabricante. Riesgos tecnológicos por falta de experiencia en plantas similares en el país.

3.5 TIEMPOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE PLANTAS DE GENERACIÓN

Se han identificado los contratos del 2007 para producción e instalación de unidades generadoras de energía en diferentes tecnologías para tres empresas representativas, localizadas en Alemania, Japón y Estados Unidos, así: Siemens, Hitachi y Foster Wheeler.

En esta información se puede apreciar el tiempo que estas empresas requieren actualmente para entregar una unidad generadora, luego de la firma del contrato pertinente.

101 Seminario: Diversificación Energética de Chile. Ing. Alejandro Sáez


Doc. AN-JRC-812-05


179

Tabla 3-37 Relación de tiempos de espera y construcción - SIEMENS102

Fecha anuncio contrato

2007

Empresa compradora País

Equipo Fecha de

Entrega Inicio de

operación Cantidad Descripción Potencia unitaria (MWe)

Nov. 23 Daelim Construction Co. Sur Corea 4 TV*

SST-900 115 2009 Jun. 2010

Nov. 22 ACS España 50 TE** 2,3 Inicia en Feb. 2008

ND***

Nov. 22 Iberdrola España 2 TV* SST-700 Para central solar

50 ND*** 2008 - 2009

Nov. 22 Iberdrola España 4 TV* SST-700 Para central solar

50 ND*** ND***

Nov. 07 Canadian Hydro Developers Canadá 86 TE** 2,3 ND*** Sep.2008

Sep. 28 Shanxi Lanhua Chemical R.P. China 2 Gasificadores 500 MWth. ND*** Jun. 2010

Sep. 27 Meridian Energy Nueva Zelanda 62 TE** 2,3 Nov.

2008 Sep. 2009

Sep. 25 Endesa France Francia 2 2 2

TG**** TV* G*****

2X430 ND*** Mar. 2010

Ago. 22 Power Seraya Indonesia 2 Ciclo Combinado 400 ND*** Mar. 2010

Ago. 22 Kuwaití Ministry of Energy

Kuwait 2 Ciclo Combinado 280 ND*** Mar. 2010 Jun. 2010

Jun. 19 Great River Energy USA 1 Ciclo simple 200 ND*** May. 2009

Jun. 14 OKG AB Suecia 2 Turbina baja presión central nuclear

ND*** ND*** Nov. 2009

TV: Turbina a vapor TE: Turbina Eólica ND: No disponible TG: Turbina a gas G: Generadores eléctricos

Tabla 3-38 Relación de tiempos de espera y construcción - HITACHI103


2007


Equipo Fecha de

Entrega Inicio de

operación Cantidad Descripción Potencia unitaria (MWe)

Dic. 21 Larsen and Toubro Ltd. India 5 TG****

H-25

227 Potencia

total

Dic. 2008 a Abril 2008

ND***

May.24 Electrabel Bélgica 3 Central a carbón 800 ND*** Junio 2012

Abr. 26 Stone and Webster Inc. USA 1 TVG

Turbogenerador 660 Nov. 2007 Agosto 2009

Mar. 15 EGAT Tailandia 1 Ciclo Combinado 700 ND*** ND***

Mar. 15 EPCOR TransAlta Canadá 1 Unidad supercrítica a carbón

ND*** Inicia en el ano 2008

Febrero 2011


102 Sitio web Siemens Power Systems 103 Sitio Web, Hitachi


Doc. AN-JRC-812-05


180

Tabla 3-39 Relación de tiempos de espera y construcción - FOSTER WHEELER104


2007


Equipo Fecha de

Entrega Cantidad Descripción Potencia unitaria (MWe)

Nov. 15 LUKOIL Romania Romania 1 Unidad CFB 70 2010

Sep. 25 Fortum Heat Polska Polonia 1 Unidad

CFB 66 2010

Sep. 21 Fundación Ciudad de la Energía España 1 Unidad Oxicombustion

demostrativa ND 2009

Sep. 21 UTECT Mejillones Chile 1 Isla caldera de una CFB 165 2010

Ago. 23 BP Oil Refinería de Castellón España 1 Recuperador de carbón para

generación de vapor ND*** 2008

Ago. 06 Jyvaskyland Energy Oy Finlandia 1 Caldera para una Unidad CFB 200 2010

Ago. 01 Sinopec Maoming Company China 2 Unidad

CFB 100 2009

Jul. 18 Soderenergi AB Suecia 1 Isla caldera de una CFB 240 MWth. 2009

May. 8 Kaukaan Voima Oy Finlandia 1 Isla caldera de una CFB 385

MWth. 2010

Abr. 10 Doosan Heavy Industries Ltd. Tailandia 1 Isla caldera de una CFB ND 2009

Mar. 22 City Utilities of Spring field

USA 1 Caldera PC subcrítico 300 2010

Mar. 8 Han Wha Chemical Corp. Sur Corea 3 Isla caldera ND 2009

Mar. 1 Long View Power USA 1 Caldera PC supercrítica 695 MWnet. 2011


De la información presentada se deduce que los tiempos actuales aproximados entre firma de contrato y entrega de equipos son los siguientes:

104 Sitio Web, Foster Wheeler


Doc. AN-JRC-812-05


181

Tabla 3-40 Relación Promedio de tiempos de espera y construcción

EMPRESA EQUIPO TIEMPO (AÑOS) OBSERVACIONES

SIEMENS Gasificadores 2 500 MWth. Central ciclo combinado 2 300-400 MW Central ciclo simple 1 1/2 200 MW

HITACHI

Turbinas a gas 1 227 MW Central a carbón 3 800 Mw Turbogenerador a vapor 1 600 MW Unidad supercrítica a carbón 2 ND

FOSTER WHEELER

Unidad CFB 2 70 Mw aprox. Isla caldera CFB 2 1/2 150-200 Mw Caldera PC subcrítico 3 300 Mw Caldera PC supercrítica 4 695 MWnet.

Para las tres empresas cuya información se presenta en las tablas anteriores, se hace evidente que, en general, el tiempo transcurrido entre el anuncio de la firma del contrato de manufactura y la entrega y/o construcción de la unidad generadora, permite afirmar que no existen demoras irregulares en iniciar la manufactura, y que los tiempos de entrega de las unidades generadoras o componentes se pueden considerar normales.

No obstante los tiempos de construcción de las calderas de carbón pulverizado de la Foster Wheeler, subcrítica y supercrítica, de 3 y 4 años son altos, y podrían implicar demoras por saturación en la manufactura, toda vez que las unidades de carbón pulverizado convencionales todavía son la mayoría de las instaladas en los países en desarrollo incluyendo los del Asia en esta condición.

Adicionalmente, de acuerdo a información obtenida de varios ejecutivos representantes en Colombia de empresas manufactureras de centrales térmicas, estas han comprometido su capacidad de fabricación y los tiempos de espera futuros por una unidad térmica pueden alcanzar hasta 5 años, como también lo afirma el director ejecutivo de la MVV Energie AG de Alemania, Rudolf Schulten, en entrevista de Octubre del año en curso a la revista especializada Euro Magazín.

La información recopilada y experiencia actual sobre los tiempos de construcción señala que hasta ahora no existen retardos en la construcción exceptuando Foster Wheeler, pero la información expresada por ejecutivos de empresas constructoras y sus clientes afirman que si existen y que se prevén actualmente hasta de 5 años.

3.6 ASPECTOS AMBIENTALES DE LAS TECNOLOGIAS LIMPIAS DE GENERACIÓN CON CARBÓN

A continuación se presenta una breve descripción de los aspectos ambientales de las tecnologías convencionales y de avanzada disponibles en el mundo para la producción de energía eléctrica a partir de carbón y sus controles ambientales.


Doc. AN-JRC-812-05


182

Tabla 3-41 Aspectos Ambientales de las Tecnologías limpias de generación con carbón

Tecnología Control Ambiental Carbón Pulverizado (PC)

Aunque el proceso de combustión de carbón mediante la tecnología de carbón pulverizado produce altos niveles de emisiones tanto sólidas como gaseosas, estas pueden ser controladas con una serie de medidas: Los gases residuales pasan por un Precipitador electroestático (ESP) donde se retira la mayor parte de las cenizas volantes. Las emisiones de SO2 se pueden controlar con la adición de sistemas de desulfurización (FGD), limpieza del combustible, o con aditivos para que las cenizas concentren los sulfuros. Las emisiones de NOx se pueden disminuir hasta cierto punto, durante la combustión mediante la utilización de quemadores especiales (Quemadores de bajo NOx) y diseño del hogar de la caldera con bajo exceso de aire, y combustión por etapas (Combustión Escalonada). Dada la alta temperatura que se genera durante la combustión, el NOx no es fácil de controlar y podría necesitarse un tratamiento catalítico de los gases. Para el control de las partículas sólidas se usan precipitadores electrostáticos y filtros de mangas que pueden eliminar estas emisiones en valores por encima del 99%, además debido al control que se puede tener sobre la calidad de las cenizas, estas pueden llegar a ser comercializadas como insumos en otros procesos industriales.

Carbón Pulverizado con Ciclo Combinado

La caldera cuenta con un catalizador que ayuda a la conversión del CO en CO2 y a la combustión del carbón. Los gases que salen de la caldera son filtrados antes de ser eliminados por la chimenea.

Lechos Fluidizados

Debido a que el proceso de combustión de carbón, en el lecho fluidizado, se realiza a temperaturas relativamente más bajas (760 ºC – 920 ºC) que en los procesos de combustión por llama, donde la temperaturas puede alcanzar los 1300 ºC, esta tecnología tiene una menor tasa de formación de NOx térmico. Adicionalmente, este proceso permite la facilidad de adicionar al lecho fluido junto con el carbón elementos absorbentes de azufre, como caliza o dolomita, para controlar la emisión de óxidos de azufre, lo que reduce la necesidad de implementar sistemas de FDG.

Lecho Fluidizado Circulante Atmosférico (ACFBC)

Una característica importante es que la combustión se realiza a bajas temperaturas debido a la velocidad de mezcla del combustible con el resto de las partículas del lecho, por lo cual el calor se evacua rápidamente del combustible que se está quemando, y así se reduce la formación de óxidos de nitrógeno. Una vez los gases de combustión salen de la caldera pasan por ciclones que separan las partículas gruesas. Los gases son filtrados antes de ser vertidos a la atmósfera por la chimenea. Las partículas separadas de los gases son recirculadas hacia la caldera para ser utilizadas como material inerte y retiradas junto con las cenizas de fondo.

Lecho Fluidizado burbujeante atmosférico (ABFBC)

Casi inexistente contaminación por NOx, y reducida emisión de SOx. Alta eficiencia de combustión (98%), casi independientemente de la calidad del carbón. Producción despreciable de inquemados sólidos y gaseosos Los gases producto de la combustión pasan por ciclones en donde se separan de las partículas sólidas que son alimentadas nuevamente a la caldera.

Ciclo Combinado con Lecho Fluidizado a presión (PFBCC)

Este proceso ofrece la ventaja de que trabaja con una, mezcla de carbón y piedra caliza lo que ayuda a reducir el contenido de SOx en los gases de combustión. Por otro lado, al llevarse a cabo la combustión a temperaturas moderadas, se reduce la formación de óxidos de nitrógeno, NOx. En consecuencia en el mismo proceso de combustión se controla la formación de SOx y NOx.

Ciclo Combinado con Gasificación Integrada (IGCC)

Se puede hablar de un impacto contaminante global muy limitado: los residuos sólidos son subproductos comerciales, tiene un bajo consumo relativo de agua, y emite menores cantidades de CO2, mercurio y metales pesados que otros procesos basados en carbón.

- Niveles muy bajos de Contaminantes (SO2, NOx y partículas) - Menores emisiones de CO2 respecto a las centrales convencionales Subproductos / Residuos

sólidos valorizables - Menor consumo de agua - Flexibilidad de combustible - Consta de un gasificador de carbón


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Tecnología Control Ambiental - Ciclones para captura de partículas gruesas - Filtro para remoción de azufre

Contaminantes atmosféricos: SO2, NOx y partículas Las emisiones de SO2 y NOx, gases relacionados con la lluvia ácida, son comparables o inferiores a las obtenidas en un ciclo combinado con gas natural (CCGN). El azufre, presente en el gas de síntesis como H2S, es recuperado en más del 99%, transformándose en ácido sulfúrico o azufre sólido puro para su venta. Debido a la atmósfera reductora en que se desarrolla el proceso de gasificación, el gas de síntesis no contiene NOx, sino amoniaco (NH3) en baja proporción, que se elimina en el proceso de lavado. En la turbina de gas, además de quemadores de bajo NOx, se utilizan sistemas adicionales como la saturación del gas o la mezcla con nitrógeno, para limitar la temperatura de llama y prevenir la formación de NOx térmico. En cuanto a las partículas sólidas, éstas se extraen del gas de síntesis mediante filtros y/o lavado con agua antes de la combustión del gas, por lo que sus emisiones son irrelevantes. Una de las principales ventajas que ofrece el ciclo combinado con gasificación del carbón integrada es su capacidad para reducir emisiones atmosféricas dentro del mismo proceso.

Ciclo Combinado a carbón tipo topping

El gas producido es limpiado por ciclones y filtros de cerámica. Las cenizas y material particulado retenido son conducidos a un combustor de Lecho Fluidizado donde los gases de escape provenientes de la turbina ayudan a quemar el residuo de carbón que arrastran las cenizas y las escorias. Luego los gases de combustión se llevan a una caldera de recuperación de calor para generar vapor que alimenta una turbina a vapor. El vapor residual se lleva al circuito de agua-vapor. Luego los gases son limpiados del material particulado remanente y se conducen a la chimenea.7,105

Oxy –Combustión

Menos consumo de agua Cero emisiones de NOx

3.6.1 Calculo de Indicadores Ambientales Para el caso de la quema de combustibles fósiles, el mayor impacto ambiental es el asociado a las emisiones generadas por el combustible empleado, ya que como se ha planteado estas contribuyen al cambio climático de diversas formas, así el CO2 aunque no se considera como contaminante es causante del efecto invernadero y por su solubilidad en el agua contribuye a la lluvia acida a través de acido carbónico formado; es tal su importancia que ha sensibilizado a la opinión pública de tal forma que fue precursor de la firma del Protocolo de Kyoto para la limitación de las emisiones causantes de dicho efecto.

Algunos investigadores sí consideran al CO2 como un agente contaminante pero evalúan su impacto ambiental de forma genérica y cualitativa. En este último caso, se considera que el dióxido de carbono altera el medio ambiente por su contribución al efecto invernadero y se desprecia su efecto sobre la calidad del aire de forma local [Smith, 2000].

Otras emisiones son las de SOx y NOx producto de la oxidación del azufre presente en el combustible y de parte del nitrógeno presente en el combustible y del aire, que contribuyen a la lluvia acida y a la destrucción de la capa de ozono.

La cantidad y calidad de las emisiones de un proceso de combustión como el que se desarrolla en la generación térmica de electricidad, depende básicamente de la tecnología empleada y del tipo de combustible, una idea de esta dependencia se presenta en la Figura 3-33 la cual muestra como varían las emisiones en términos de la tecnología, la eficiencia de la planta y el tipo de combustible empleado. 105 Guía de tecnologías de uso limpio de combustibles fósiles para Latinoamérica y Caribe. OLADE


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Figura 3-33 Emisiones según tecnología y eficiencia106

En la Tabla 3-42 se presenta la adaptación que se hace de los indicadores de la CAR para nuestro caso de estudio (emisiones en la generación térmica de electricidad)

Tabla 3-42 Indicadores PER para generación eléctrica107.

Tema Subtema Qué se desea medir

Dónde se desea

medir

Dónde se puede medir


Aire Contaminación del Aire

Contaminación atmosférica en termoeléctricas

Sistema Eléctrico Colombia

Plantas térmicas de generación en Colombia

Presión Estado Respuesta Emisión de material particulado

Calidad del aire por material particulado en suspensión

Reducción de la emisión de material particulado

Emisión de SOx

Calidad del aire por SOx

Reducción de la emisión de SOx

Emisión de NOx

Calidad del aire por NOx

Reducción de la emisión de NOx

Emisión de CO

Índice de calidad el aire por PM10

Reducción de PM10

Cantidad cenizas generadas

Cantidad de cenizas a disponer

Reducción de la cantidad de cenizas a disponer

106 Fuente: (7) Moratilla Beatriz 107 Fuente: Adaptado por el consultor


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185

A continuación se presentan los indicadores PER para las plantas térmicas del sistema eléctrico colombiano:

Como indicadores de PRESIÓN se toman las emisiones de las plantas actuales, tomando como base para el cálculo la información disponible en cuanto a generación y consumo para el año 2006 (tomado de UPME).

Los indicadores de ESTADO corresponden a la calidad del aire de las áreas de influencia de las térmicas.

Como indicadores de RESPUESTA se analiza el potencial de la reducción de emisiones con el cambio de tecnología.

3.6.1.1 Indicadores de Presión sobre el Medio Ambiente (P) Para el caso de presión ejercida sobre la calidad del aire por las centrales térmicas de producción de energía eléctrica y, con el fin de facilitar esta valoración, se presentan dos indicadores destinados a estimar la calidad ambiental, señalando sus ventajas e inconvenientes108.

3.6.1.1.1 Indicador 1. Cantidad de emisión Este indicador consiste en medir durante un periodo de un año la cantidad de contaminante que se emite (Ce). La cantidad se medirá en peso y la unidad recomendada es la tonelada o Kilo tonelada.

I=tonCO2/año

Como discusión se presenta la siguiente tabla de ventajas e inconvenientes encontrados.

Tabla 3-43 Evaluación indicador Ce (ton/año)109

Ventajas Inconvenientes

Mide directamente el aspecto ambiental que se quiere evaluar.

Resulta objetivo y sencillo de medir los datos están disponibles.

Es difícil definir cómo repartir la posibilidad de emitir CO2 entre los diferentes sectores energéticos.

No incluye el estado de la técnica, no discrimina entre tecnologías energéticas eficientes o no.

No incluye la posibilidad de que las emisiones crezcan algo a corto plazo como proceso para la introducción nuevas tecnologías de mejor eficiencia.

108 GOMEZ Navarro y Colaboradores. Indicadores del Impacto ocasionado por la emisión en CO2 en los proyectos de generación de energía eléctrica. Valencia, España 2002 109 Fuente: Gomez Navarro


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3.6.1.1.2 Indicador 2. Cantidad emitida por cada GWh producido Este indicador consiste en medir para un periodo de un año la cantidad de indicadores para cada GWh de energía eléctrica producida que se emite o se va a emitir durante la fase de explotación de la central (Cp). Las emisiones durante las fases de construcción y derribo corresponden a los motores de las máquinas y se evalúan separadamente en un indicador análogo que considera las emisiones del sector del transporte.

=tonCO2/GWh*año

Como discusión se presenta la siguiente tabla de ventajas e inconvenientes encontrados.

Tabla 3-44 Evaluación indicador Cp (ton/GWh.año)110

Ventajas Inconvenientes

Es un indicador objetivo y sencillo de medir. Los datos están disponibles.

No depende de variaciones en las condiciones externas como la eficiencia energética del sector eléctrico.

Incluye el estado de la técnica en tecnologías para la generación de energía eléctrica. Da importancia a las Mejores Tecnologías Disponibles (MTDs).

No tiene en cuenta el compromiso del estado respecto al protocolo de Kyoto.

Para establecer el estado actual en cuanto a impacto ambiental generado por la operación de las termoeléctricas, se efectuó en primera instancia una evaluación de las emisiones de las principales termoeléctricas nacionales, los cálculos se efectuaron en un modelo montado en Excel que tiene como datos de entrada; la generación realizada en el año 2006, el consumo de combustible correspondiente, los análisis próximo y ultimo del combustible, así como su poder calorífico, con estos datos se calcularon las emisiones por unidad de energía generada expresada como kilogramos de contaminante por Megavatios hora eléctricos generados (kg/MWh(e)), y como toneladas percudidas por año, (ton/año) con los resultados se calculó un promedio nacional para tenerlo como referente frente a la evaluación de las tecnologías limpias.

La siguiente tabla presenta los resultados de las emisiones para las térmicas nacionales a carbón:

110 Fuente: Gomez Navarro


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Tabla 3-45 Emisiones de las Térmicas nacionales a Carbón111

TERMICAS A CARBÓN

kg/MWh ( e ) CO2 SO2 NO2

TASAJER1 946.72 5.78 18.10 PAIPA4 1196.93 6.72 22.76 PAIPA2 1469.22 8.24 27.94 PAIPA3 1491.46 8.37 28.36 PAIPA1 1703.88 9.56 32.40 ZIPAEMG2 1150.14 5.79 22.07 ZIPAEMG3 1051.51 5.30 20.18 ZIPAEMG4 1115.35 5.62 21.40 ZIPAEMG5 970.69 4.89 18.63 Promedio % 1179.05 6.42 21.60

La siguiente tabla presenta los resultados de las emisiones para las principales térmicas nacionales a gas natural:

Tabla 3-46 Emisiones de las térmicas a Gas.

Nombre Generación Consumo combustible Emisiones CO2 GWh (2006) Mm3 kg/MWh ton/año

Tebsa 4,164.73 839.21 395 1,644,285 Termo Sierra 110.77 19.40 360 39,912 Termo Valle 75.14 13.58 355 26,668 Termo Emcali 18.22 3.39 366 6,664 Termocentro 229.28 44.64 401 91,840

En general las emisiones de CO2 de las termoeléctricas nacionales son comparables con las plantas internacionales.

3.6.1.2 Indicadores de Estado del Medio Ambiente (E) Descriptivos de la calidad del medio (Flora, fauna, suelo, agua, y aire) y de la calidad de los recursos naturales asociados a procesos de explotación socioeconómica.

Estos indicadores deben ser el resultado de una evaluación de la calidad ambiental del sitio específico en el que se desarrolla el proyecto, y para el caso de las emisiones se expresan en términos de concentración de contamínate por unidad de volumen, así a manera de ejemplo se tiene:

mg CO2/Nm3

111 Fuente; Desarrollado por los consultores


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Otra forma de expresar la presencia de contaminantes en el ambiente es en partes por millón (ppm) e incluso para contaminantes muy restringidos se habla de partes por billón (ppb).

En la Tabla 3-47. Se presentan algunos indicadores que manifiestan ciertos cambios en el sistema climático, que también dan indicios de la influencia humana en estos cambios, como es el caso del aumento de la concentración de los más importantes gases efecto invernadero GEIs en la atmósfera (CO2, CH4 y N2O), lo cual tiene una relación muy evidente con el aumento de la temperatura media superficial en la tierra. (6)

Tabla 3-47 Cambios en la atmósfera, clima y sistema biológico terrestre durante el siglo XX112

Indicador Cambios observados

Indicadores de concentración

Concentración atmosférica de CO2 288 ppm durante el período 1000-1750 a 368 ppm en el año 2000 (31 ± 4 por ciento de aumento).

Intercambio en la biósfera terrestre de CO2

Fuente acumulada de unas 30 Gt de C entre los años 1800 y 2000, pero sumidero neto de unos 14 ± 7 Gt de C durante el decenio de 1990.

Concentración atmosférica de CH4 700 ppb durante el período 1000-1750 a 1750 ppb en el año 2000 (aumento del 151 ± 25 por ciento).

Concentración atmosférica de N2O 270 ppb durante el período 1000-1750 a 316 ppb en el año 2000 (aumento del 17 ± 5 por ciento).

Concentración troposférica de O3 Aumento del 35 ± 15 por ciento entre los años 1750-2000, con variaciones según las regiones.

Concentración estratosférica de O3 Una disminución en los años 1970-2000, con variaciones según la altitud y latitud.

Concentración atmosférica de HFC, PFC y SF6

Aumento en todo el mundo durante los últimos 50 años.

Indicadores meteorológicos

Temperatura media mundial de la superficie

Aumento en el 0,6 ± 0,2°C en el siglo XX; la superficie de la Tierra se ha calentado más que los océanos (muy probable).

Temperatura en la superficie del Hemisferio Norte

Aumento durante el siglo XX más que en otro siglo de los últimos 1000 años; el decenio de 1990 ha sido el más cálido del milenio (probable).

Temperatura diurna de la superficie Disminución en el período 1950-2000 en las zonas terrestres; las temperaturas mínimas nocturnas han aumentado el doble de las temperaturas máximas diurnas (probable).

Días calurosos/índice de calor Aumento de los días calurosos (probable).

Días de frío/heladas Disminución en casi todas las zonas terrestres durante el siglo XX (muy probable).

Precipitaciones continentales Aumento en un 5-10 por ciento en el siglo XX en el Hemisferio Norte (muy probable), aunque han disminuido en algunas regiones (como en África del Norte y occidental y partes del Mediterráneo).

Precipitaciones fuertes Aumento en latitudes medias y altas en el Norte (probable)

Frecuencia e intensidad de las sequías

Aumento del clima seco estival y las consiguientes sequías en algunas zonas (probable). En algunas regiones como en parte de Asia y África parecen haberse

112 Fuente : IPCC. Tercer Reporte de Evaluación


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Indicador Cambios observados

acentuado la frecuencia e intensidad de las sequías en los últimos decenios.

Indicadores físicos y biológicos

Media mundial del nivel del mar Aumento a una velocidad media anual de 1 a 2 mm durante el siglo XX.

Duración de las capas de hielo en ríos y lagos

Disminución de unas dos semanas en el siglo XX, en las latitudes medias y altas del Hemisferio Norte (muy probable).

Extensión y espesor del hielo marino en el Ártico

Disminución en un 40% en los últimos decenios desde finales del verano a principios de otoño (probable) y disminución de su extensión en un 10-15 por ciento desde el decenio de 1950, en primavera y verano.

Glaciares no polares Retiro generalizado durante el siglo XX.

Capa de nieve Disminución de su extensión en un 10 por ciento desde que se registran observaciones por satélite en los años 60 (muy probable).

Permafrost Fusión, calentamiento y degradación en las zonas polares, subpolares y regiones montañosas.

Fenómenos asociados con El Niño Mayor frecuencia persistencia e intensidad durante los últimos 20-30 años, en relación con los últimos 100 años.

Época de crecimiento Aumento de 1 a 4 días por decenio durante los últimos 40 años en el Hemisferio Norte, especialmente en las latitudes altas.

Área de distribución de plantas y animales

Desplazamiento de plantas, insectos, pájaros y peces hacia los polos o hacia latitudes más altas.

Cría, floración y migración Adelanto de la floración, la llegada de las primeras aves, la época de cría y la aparición de los insectos en el Hemisferio Norte.

Decoloración de arrecifes de coral Aumento de la frecuencia, especialmente durante los fenómenos asociados con El Niño.

Indicadores Económicos

Pérdidas económicas relacionadas con fenómenos meteorológicos

Aumento de las pérdidas mundiales ajustadas a la inflación, en un orden de magnitud durante los últimos 40 años. Una parte de la tendencia ascendente está vinculada a factores socioeconómicos, y otra parte, a factores climáticos.

Como se observa en la Tabla 3-47, desde el comienzo de la revolución industrial se ha presentado un aumento del 31% en la concentración de dióxido de carbono y la mitad de este aumento ocurrió después de 1965.

Otra señal importante de cambios en el clima global es, que el decenio de 1990 ha sido considerado como el período más cálido, y 1998 el año más caluroso, de acuerdo con los registros instrumentales (1861–2000), según el IPCC. Más recientemente, el verano del 2003 ha sido uno de los más intensos que se han producido en el continente Europeo en las últimas décadas, dejando una cifra parcial de cerca de 20.000 muertos (OMS, 2003), principalmente personas de la tercera edad.

Según el informe titulado: “El cambio climático y sus efectos en la salud humana”, presentado en diciembre del 2003 por la Organización Mundial de la Salud (OMS), el cambio climático es responsable de cerca de 150 mil muertes anuales. La previsión de los expertos de este organismo es que esta cifra de decesos se duplicará para el año 2030, la mayoría en los países en desarrollo.


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3.6.1.3 Indicadores de Respuesta (R) Indicativos de nivel de esfuerzo social y político en materia ambiental y de recursos naturales. Sirven para evaluar el impacto de la implementación de las medidas de mitigación planteadas, especialmente por el uso de nuevas tecnologías frente a las tradicionalmente empleadas, normalmente se miden en términos de porcentaje de reducción lograda en el impacto estudiado.

Para facilitar la evaluación de estas tecnologías desde el punto de vista de su impacto ambiental se recurrió a la metodología de la matriz de importancia, en ella se hace la valoración de cada proceso Pj, a estas características se les asigna un grado de contribución Xi que refleja su nivel de importancia, en este caso se asigno 20% a las emisiones de CO2, SO2 y NO2 y 40% a la eficiencia ya que se asocia a ella el impacto en la minería por la mayor demanda de carbón y la mayor generación de residuos sólidos (cenizas), para obtener el índice de cada proceso con respecto a la característica definida se asigna el valor de cero al proceso que presente mayor impacto negativo y uno al de menor impacto negativo, cuando el impacto es positivo la calificación se invierte, los valores para los otros proceso se interpolan asumiendo linealidad en el rango de trabajo. Para cada característica se multiplica el valor asignado u obtenido por su importancia y al final se suman todos obteniéndose el índice total.

Para el cálculo se tomo como referencia Termo Paipa113, y se simulo su operación con las diferentes tecnologías para la misma cantidad de generación y operando con el mismo carbón que la térmica de la referencia114. A continuación se presenta el resumen de los cálculos efectuados.

En éste proceso de cálculo se tomó en cuenta el hecho de que algunas tecnologías remueven azufre y nitrógeno como parte del proceso, tal es el caso de AFBC que por inyección del compuesto de calcio junto con el carbón remueve 85% azufre y 65% de nitrógeno de igual manera para el caso de PFBC la remoción es de 90% y 65% respectivamente, dada la necesidad de retirar el azufre de la corriente de gas en la tecnología IGCC se retira en promedio el 99% de azufre y el 70% de nitrógeno.

Las emisiones se calcularon en términos de kilogramo por megawatio generado (kg/MWh(e)), y para facilitar su comparación con las normas de la EPA y de WB en cantidad de contaminante emitido por energía consumidas de combustible, (kg/Mkcal y lb/MBTU) y de concentración del contaminante en la corriente de gases que se descarga por la chimenea (mg/Nm3).

La siguiente tabla resume las emisiones para las diferentes tecnologías en base a kilogramo de contaminante emitido por megawatio generado (kg/MWh (e)).

113 ECOCARBON. “Oportunidades de Inversión en Colombia en centrales Termoeléctricas a carbón” Santa Fe de Bogotá, Septiembre de 1994. 114 INGEOMINAS “El carbón colombiano recursos, reservas y calidad” Bogotá, 2004


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Tabla 3-48 Emisiones para el cálculo de índices (kg/MWh (e))115

Tecnología CO2 SO2 NO2 Eficiencia % PC 966.9 5.4 18.4 36 SCPC 828.7 4.7 15.8 42

USCPC 773.5 4.3 14.7 45

CC GN y CP 669.4 3.8 12.7 52

ACFBC 994.5 0.8 6.6 35

ABFBC 994.5 0.8 6.6 35

PCFBC 994.5 0.6 6.6 35

PBFBC 994.5 0.6 6.6 35

IGCC 696.1 0.0 4.0 50

G+PFBC 828.7 4.7 15.8 42

HRSG Topping 696.1 3.9 13.2 50

Promedio Nacional 1,179.1 6.4 21.6 29

Las siguientes figuras comparan entre sí y frente al promedio nacional los resultados de emisiones de las diferentes tecnologías analizadas.

CO2 (K g /Mwh (e))

0,00200,00400,00600,00800,00

1000,001200,001400,00

P CS CP C

USCPC

CC GN y C

P

ACFBC

ABFBC

P CF BC

P BF BC

IGC C

G+PFBC

HRSG

Topping

P romedio Nacional

Figura 3-34 Emisiones de CO2116

115 Fuente: Elaborado por el Consultor 116 Fuente; Desarrollado por el consultor


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NO2 (K g /Mwh (e))

0,005,00

10,0015,0020,0025,00

P CS CP C

USC PC

CC GN y C

P

ACFBC

ABFBC

P CF BC

P BFBC

IGCC

P FBC

HRSG

Topping

P romedio Nacional

Figura 3-35 Emisiones de SO2117

NO2 (K g /Mwh (e))

0,005,00

10,0015,0020,0025,00

P CS CP C

USC PC

CC GN y C

P

ACFBC

ABFBC

P CF BC

P BFBC

IGCC

P FBC

HRSG

Topping

P romedio Nacional

Figura 3-36 Emisiones de NO2.118

Aplicando la metodología descrita, a continuación se califican las emisiones para las tecnologías analizadas, los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 3-49.

117 Fuente; Desarrollado por el consultor 118 Desarrollado por el consultor


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Tabla 3-49 Calificación de las emisiones en las diferentes tecnologías119

Tecnología CO2 SO2 NO2 Eficiencia PC 0.0 0.0 0.2 0.1

SCPC 0.0 0.1 0.4 0.5

USCPC 0.7 0.2 0.4 0.7

CC, GN y CP 0.9 0.3 0.5 1.1

ACFBC 0.7 0.9 0.9 0.0

ABFBC 0.7 0.9 0.9 0.0

PCFBC 0.7 0.9 0.9 0.0

PBFBC 0.7 0.9 0.9 0.0

IGCC 1.0 1.0 1.0 1.0

PFBC 0.9 0.1 0.4 0.5

HRSG Topping 1.0 0.3 0.5 1.0

A las calificaciones establecidas se le aplica el porcentaje de importancia para hallar el índice ambiental correspondiente, cuyos resultados se presentan en la Tabla 3-50 y se muestran en la Figura 3-37.

Tabla 3-50 Índices Ambientales de las diferentes tecnologías120

CO2 SO2 NO2 Eficiencia Total Importancia (%) 20 20 20 40 100

PC 0.00 0.00 0.043 0.03 0.07

SCPC 0.01 0.03 0.071 0.19 0.29

USCPC 0.14 0.04 0.083 0.27 0.53

CC GN y CP 0.17 0.06 0.105 0.45 0.79

ACFBC 0.14 0.17 0.171 0.00 0.48

ABFBC 0.14 0.17 0.171 0.00 0.48

PCFBC 0.14 0.18 0.171 0.00 0.49

PBFBC 0.14 0.18 0.171 0.00 0.49

IGCC 0.20 0.20 0.200 0.40 1.00

PFBC 0.17 0.03 0.071 0.19 0.46

HRSG Topping 0.20 0.06 0.099 0.40 0.76

119 Fuente; Desarrollado por el consultor 120 Fuente; Desarrollado por el consultor


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Indice Total

0,000,200,400,600,801,001,20

PCS CP C

USCPC

ACFBC

ABFBC

P CF BC

P BFBC

IGCC

G+PFBC

HRSG

Topping

Figura 3-37 Índices Ambiéntales Totales121

Este índice nos muestra a la tecnología de IGCC como la mejor con un índice de 1,0.

Adicionalmente al índice calculado, se confrontan los resultados obtenidos frente a la normatividad internacional tal como los valores máximos permitidos por la EPA y el WB cuyo resumen se presenta en la Tabla 3-51.

Tabla 3-51 Normas EPA y WB para emisiones en fuentes fijas122

Contaminante EPA (lb/MBtu) WB (mg/Nm3)

SO2 1.2 2,000 (1) NOx 0.6 750 (2)

Nota (1) 0,2 tpd/MW hasta 500 MW 0,1 tpd/MW incrementos arriba de 500 MW

Nota (2) Para carbones con menos de 10% de MV el límite es 1,500 Los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 3-52 en ella se resaltan en rojo los puntos en los cuales no se cumplen las normas EPA y en amarillo el incumplimiento de las normas WB.

121 Fuente; Desarrollado por el consultor 122 Fuente; WARK Kenneth, WARMER Cecil F. “Contaminación del aire: Origen y control”, Universidad de Purdue, Editorial LIMUSA S.A, México, 1999.


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Tabla 3-52 Emisiones por tecnología 123

Tecnología Generación Consumo Combustible kg/MWh (e) kg/Mkcal lb/MBTU mg/Nm3

PC CO2 966.85 403.8 205.53 291,306 SO2 5.43 2.3 1.15 1,635 NOX 18.38 7.7 3.91 5,539

CSPC CO2 828.73 403.8 205.53 291,306 SO2 4.65 2.3 1.15 1,635 NOX 15.76 7.7 3.91 5,539

USCPC CO2 773.48 403.8 205.53 291,306 SO2 4.34 2.3 1.15 1,635 NOX 14.71 7.7 3.91 5,539

CC GN PC CO2 669.36 403.8 205.53 291,306 SO2 3.76 2.3 1.15 1,635 NOX 12.73 7.7 3.91 5,539

ACFBC CO2 994.48 403.8 205.53 287,608 SO2 0.84 0.3 0.17 242 NOX 6.62 2.7 1.37 1,914

ABFBC CO2 994.48 403.8 205.53 287,608 SO2 0.84 0.3 0.17 242 NOX 6.62 2.7 1.37 1,914

PCFBC CO2 994.48 403.8 205.53 287,616 SO2 0.56 0.2 0.12 161 NOX 6.62 2.7 1.37 1,914

PBFBC CO2 994.48 403.8 205.53 287,616 SO2 0.56 0.2 0.12 161 NOX 6.62 2.7 1.37 1,914

IGCC CO2 696.13 403.8 205.53 287,669 SO2 0.04 0.0 0.01 16 NOX 3.97 2.3 1.17 1,641

G-PFBC CO2 828.73 403.8 205.53 291,306 SO2 4.65 2.3 1.15 1,635 NOX 15.76 7.7 3.91 5,539

HRSG Topping CO2 696.13 403.8 205.53 291,306 SO2 3.91 2.3 1.15 1,635 NOX 13.24 7.7 3.91 5,539

Como se puede apreciar en la tabla anterior en cuanto a las emisiones de SO2 dada la calidad de los carbones usados se cumple con las dos normatividades (EPA y WB).

En general la dificultad principal está en el cumplimiento de las emisiones de NOx que únicamente son cumplidas por IGCC para EPA pero incumple con lo establecido por el

123 Fuente; Desarrollado por el Consultor


Doc. AN-JRC-812-05


196

WB, por lo que se vuelve prioritario su control en cualquiera que sea la tecnología implementada.

3.6.2 Residuos generados en Plantas Térmicas a carbón Una vez establecidos los impactos ambiéntales y los subproductos que genera la operación de las plantas PCE, se hace necesario entrar a proponer y evaluar estrategias de valoración que permitan comercializar estos residuos y establecer las cadenas de tal manera que se garantice un manejo y/o disposición ambientalmente segura.

3.6.2.1 CO2

3.6.2.1.1 Opciones de Captura de CO2 A continuación se describen algunas de las alternativas para la captura y secuestro del carbono que se presentan en la Figura 3-38:

• Pre-combustión: Descarbonatación de forma previa al desarrollo energético del combustible.

• Post-combustión: Separación del CO2 después del desarrollo energético del combustible

• Oxi-combustión: Modificación de las condiciones de combustión y posterior separación del CO2.


Doc. AN-JRC-812-05


197

Caldera

Turbina de vapor

Captura de CO2

Post Combustión CO2

N2Combustible

Aire

200°C15 PSI

Flujo de gasN2 (70%)CO2 (3 – 15%)

Potencia


Aire

N2

O2

CombustibleCaldera

Turbina de vapor

CO2

Enfriamiento

Oxycombustión

Potencia


Gasificador /Reconversión

Captura de CO2

Turbinade gas

Turbina de vapor

Aire

N2

O2

Combustible

Gas desíntesis

H2CO2 (40%)

CO2H2

AireCalor

400°C950 PSI

Precombustión Potencia

Potencia

Caldera

Turbina de vapor

Captura de CO2


N2Combustible

Aire

200°C15 PSI

Flujo de gasN2 (70%)CO2 (3 – 15%)

Potencia

Caldera

Turbina de vapor

Captura de CO2


N2Combustible

Aire

200°C15 PSI

Flujo de gasN2 (70%)CO2 (3 – 15%)

Potencia


Aire

N2

O2

CombustibleCaldera

Turbina de vapor

CO2

Enfriamiento

Oxycombustión

Potencia


Aire

N2

O2

CombustibleCaldera

Turbina de vapor

CO2

Enfriamiento

Oxycombustión

Potencia



Captura de CO2

Turbinade gas

Turbina de vapor

Aire

N2

O2

Combustible

Gas desíntesis

H2CO2 (40%)

CO2H2

AireCalor

400°C950 PSI


Potencia



Captura de CO2

Turbinade gas

Turbina de vapor

Aire

N2

O2

Combustible

Gas desíntesis

H2CO2 (40%)

CO2H2

AireCalor

400°C950 PSI


Potencia

Figura 3-38 Diferentes métodos de captura de CO2124

3.6.2.1.2 Opciones de Almacenamiento del CO2 capturado A continuación se describen algunas de las alternativas para el secuestro del carbono; Una vez que se ha capturado el CO2, hay varias opciones disponibles para el almacenaje, tales como en acuíferos salinos profundos o utilizarlo para ayudar a la recuperación secundaria de petróleo y almacenarlo posteriormente. También se puede capturar y vender al sector de los productos alimenticios y de las bebidas desplazando las fuentes convencionales. Esto proporciona una fuente adicional de ingresos para el proyecto.

124 Fuente; Olade


Doc. AN-JRC-812-05


198

Carbonataciónmineral

Petróleo

Gas natural

CarbónBiomasa

Captura de CO2

Refinería

Termoeléctrica

Cementera

Almacenamiento geológico



Almacenamiento marítimo

Uso industrial

Carbonataciónmineral

Petróleo

Gas natural

CarbónBiomasa

Captura de CO2

Refinería

Termoeléctrica

Cementera




Almacenamiento marítimo

Uso industrial

Figura 3-39 Opciones de captura y almacenamiento de CO2125

a) Captura inducida en el océano; En esta alternativa que se plantea, se tiene en cuenta la densidad del CO2 y la profundidad del mar. La grafica permite ver como a medida que va aumentando la densidad del gas, se va aumentando la distancia. Se debe tener en cuenta que para su implementación existen limitantes como los trayectos, toda la infraestructura que se requiere, adicionalmente se debe garantizar que no ponga riesgo los ecosistemas acuático. (Ver Figura 3-40).

125 Fuente: Adaptada por el Consultor


Doc. AN-JRC-812-05


199

DENSIDAD DEL CO2 vs PROFUNDIDAD DEL MAR

PR

OFU

ND

IDA

D D

EL M

AR

(Km

)

DENSIDAD DEL CO2 (Km/m3)

2.5

1

0.5

0

2

1.5

0 0.40.2 0.6 10.8

2.7

2.7

3.2

2.7

11.1

3.5

19.7

100

Figura 3-40 Captura inducida en el océano126

b) Carbonatación mineral de CO2; La central eléctrica genera cenizas volantes, las cuales pasan a una planta de carbonatación mineral y de allí se almacena para su disposición final. (Ver Figura 3-41)

Generación

Proceso de almacenamientoReutilización/Eliminación

Central eléctrica

EliminaciónAlmacenamiento

Planta de carbonataciónmineral

(Ca, Mg)CO2Reutilización en construcción

MinaMinerales

Desechos sólidos

Industria

Escorias y cenizas

Generación

Proceso de almacenamientoReutilización/Eliminación

Central eléctrica

EliminaciónAlmacenamiento

Planta de carbonataciónmineral

(Ca, Mg)CO2Reutilización en construcción

MinaMinerales

Desechos sólidos

Industria

Escorias y cenizas

Figura 3-41 Carbonatación mineral CO2127

126 Fuente IPCC 127 Fuente: IPCC 2005


Doc. AN-JRC-812-05


200

c) Almacenamiento geológico del CO2; Es una de las alternativas prometedoras encontradas para la industria eléctrica ya que se almacena en formaciones geológicas. La captura y secuestro del carbono consiste en la captura de CO2 de una fuente emisora y su compresión, transporte e inyección en estructuras geológicas subterráneas con el fin de lograr un confinamiento efectivo a largo plazo. (Ver Figura 3-42)

INYECCIÓN

TRANSPORTE

CAPTURA IN-SITURECONVERSIÓN PETRÓLEO O GAS

ALMACENAMIENTO

Petróleo o Gas Natural CO2

Figura 3-42 Captura y almacenamiento geológico del CO2

Teniendo en cuenta el gran volumen de emisiones de CO2 generadas por el proceso de combustión, es importante mitigar el impacto ambiental que esto ocasiona mediante su aprovechamiento para la extracción secundaria de petróleo en pozos agotados por medio de la tecnología CCS, y se valoriza al facilitar la extracción adicional de pozos petroleros agotados lo cual a los precios actuales es muy atractivo.

Por diversos factores cada día es más difícil, arriesgado y costoso encontrar grandes yacimientos petroleros, esto ha llevado a mirar nuevamente los campos "viejos" o maduros, es decir aquellos que ya están o han estado en producción y están en su fase de declinación cuya recuperación real no supera el 30%, es decir que aún falta por recuperar un alto porcentaje de su reserva. En Colombia se tienen casos específicos de pozos petroleros con gran potencial de producción actualmente en vía de agotamiento como son; Sira Infanta y Casabe, que en su momento de mayor producción generaban del orden de 40.000 bpd y actualmente cuando solo se ha recobrado un 24% de sus reservas su producción a caído al orden de 5000 bpd, lo que demuestra el potencial que existe en el país para esta tecnología.

Existen bastantes incertidumbres, a nivel científico y técnico, sobre la viabilidad del secuestro del CO2 capturado en los gases de combustión de centrales térmicas e industrias que utilizan la combustión. Además, la percepción social de esta opción para disminuir las emisiones de CO2 y aún más, la aceptación de dicha alternativa no es muy buena. Sin embargo, ya se ha anunciado el primer proyecto, a nivel mundial, de captura y


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201

almacenamiento de CO2. Las empresas implicadas son Shell y Statoil, proyecto cuyo resumen se presenta a continuación:

El proyecto está valorado en 1,4 billones de dólares y consiste en la construcción de una central térmica de producción eléctrica (860 MW), captura del CO2 emitido en los gases de combustión generados y secuestro de dicho gas. De esta forma, las emisiones de CO2 de la central térmica serían prácticamente nulas.

El CO2 capturado se envía por gaseoducto a dos yacimientos de petróleo de la empresa Shell (Draugen y Heidrun), donde es inyectado. Con esta alternativa, además de almacenar de forma "segura" el CO2 se consigue aumentar la producción de crudo. Según datos de Shell, se estima que la vida útil del pozo de Draugen se aumentará en 5 años.

El potencial calculado de almacenamiento anual del proyecto, una vez construido y en operación, estará entorno a 2,5 millones de metros cúbicos de CO2. Además de este proyecto que se estima que estará en operación entre el 2010 y el 2012, existen ya actualmente otras plantas piloto de demostración de separación y captura de CO2 en Dinamarca.

Otro proyecto es el Weyburn, Canadá. La planta de combustibles sintéticos de los grandes llanos en Dakota, Estados Unidos, produce gas natural y otros productos químicos con la gasificación del carbón de baja calidad, el 60% del CO2 generado en el proceso de la gasificación se captura y se transporta vía tubería al yacimiento de petróleo de Weyburn en Saskatchewan, Canadá. En el sitio de Weyburn, el CO2 se utiliza para la recuperación secundaria de petróleo y se almacena geológicamente. Weyburn ha operado desde el 2000 con un total de 5 Mt de CO2 almacenado. En este caso la venta de CO2 es una fuente extra de ingresos para Dakota reduciendo simultáneamente los gases de efecto invernadero.

3.6.2.1.3 Potencial de almacenamiento y formaciones geológicas aptas El potencial de almacenamiento existente es grande y está ampliamente distribuido por todo el planeta. La Agencia Internacional de la Energía (IEA), tras una caracterización masiva de sistemas de petróleo y gas, ha estimado que, solamente en yacimientos agotados, podrían almacenarse 920.000 Mt CO2, es decir, alrededor del 45% de las emisiones de CO2 en todo el mundo hasta 2050. Sin embargo éstas no son las únicas formaciones geológicas capaces de almacenar CO2. El conjunto de formaciones geológicas aptas comprende:

• Yacimientos de petróleo y gas, en producción o abandonados

• Acuíferos profundos, entendiéndose como tales las capas de roca sedimentaria saturada de agua salada, no apta para el consumo humano, a gran profundidad

• Lechos carboníferos que no estén sometidos a aprovechamiento minero

3.6.2.1.4 La experiencia de la industria petrolera en captura y secuestro de CO2 En la industria petrolera la captura y el secuestro del CO2 es un proceso de uso relativamente común desde hace 30 años. En muchos campos de producción de crudo y


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202

gas se obtienen corrientes de CO2 que, estando presente en el yacimiento junto a los hidrocarburos, es separado de éstos durante el proceso de producción con el fin de obtener productos aptos para su venta. En determinados casos estas corrientes de CO2 son inyectadas de nuevo en el yacimiento para incrementar su presión y de este modo recuperar una cantidad adicional de hidrocarburo que de otro modo quedaría en el yacimiento sin poder ser extraído. A este proceso se le denomina recuperación terciaria del hidrocarburo. Actualmente se busca la aplicación de esta tecnología en la lucha contra el cambio climático, capturando el CO2 que se produce en grandes focos emisores, almacenándolo en cualquiera de las formaciones geológicas aptas en condiciones seguras y duraderas.

3.6.2.1.5 La permanencia del CO2 bajo tierra Según el Informe Especial del Panel Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) sobre Captura y Almacenamiento de CO2, éste permanece almacenado durante un plazo comprendido entre 10.000 y 10.000.000 de años cuando se inyecta en una formación geológica. La industria reconoce la existencia de cierto temor por parte de la sociedad, pues se perciben riesgos asociados al almacenamiento subterráneo del CO2. Estos riesgos son de dos tipos:

• El riesgo de una liberación repentina y masiva de CO2

• El riesgo de una liberación leve y gradual

El riesgo que más preocupa a la sociedad es este último, pues la probabilidad del primero es muy remota. En proyectos de almacenamiento bien diseñados y operados, la magnitud real de estas fugas graduales es de un orden similar al que presentan habitualmente los depósitos naturales de CO2.

En cualquier caso, se continúa investigando y trabajando activamente para reforzar la seguridad y el control de todo el proceso, minimizando el riesgo de fugas. Mediante estas labores de investigación se está consiguiendo, además, mejorar la tecnología para hacer el proceso más competitivo económicamente incluso en operaciones sin recuperación terciaria de hidrocarburo. A día de hoy existen ya algunas oportunidades inmediatas para el secuestro de corrientes de CO2 de elevada pureza que, siendo resultado de determinados procesos industriales, se están venteando a la atmósfera.

De cara a los años venideros se espera que el costo de la captura y secuestro de CO2 se pueda reducir hasta en un 50%, lo que podría convertir a este proceso en una alternativa utilizable comercialmente a gran escala.

3.6.2.1.6 Algunas cifras La Tabla 3-53 y Tabla 3-54 presentan los costos de la captura y el almacenamiento de CO2 y los costos para plantas nuevas.


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203

Tabla 3-53 Costos de la captura y almacenamiento de CO2 año 2002

Componentes del sistema de CAC Escala de costos Observaciones

Captación del CO2 emitido en una central eléctrica a carbón o a gas.

15 - 75 USS/tCO2, Captado(neto)

Costos netos del CO2 captado en comparación con la misma planta sin capacitación.

Captación del CO2 emitido en la producción de hidrogeno y armónico o el refinamiento de gas.


Aplicable a las fuentes con alto grado de pureza que requieren un simple secado y comprensión.

Captación del CO2 emitido por otras fuentes industriales.


La escala refleja el uso de diversas tecnologías y combustibles.

Transporte 1 - 8 USS/tCO2, transporte(neto)

Por cada 250 Km. de transporte por gasoductos o buque para un flujo másico de 5(extremo superior) a 40(extremo inferior) MrCO2/ano

Almacenamiento geológico* 0.5 - 8 USS/tCO2, inyectado(neto)

Con exclusión de los ingresos potenciales generados por la reoperación mejorada de petróleo o la ECBM.

Almacenamiento geológico: vigilancia y verificación.

0.1 - 0.3 USS/tCO2, inyectado

Esto abarca la fase previa a la inyección, la inyección y la vigilancia depende de las prescripciones reglamentarias.

Almacenamiento oceánico 5 - 30 USS/tCO2, inyectado(neto)

Con inclusión del transporte a 100 500 Km de la costa; quedan excluidas la vigilancia y la verificación.

Carbonatación mineral 50 - 100 USS/tCO2, mineralizado(neto)

Escala correspondiente al mejor caso estudiado. Incluye el uso de energía adicional para la carbonatación.

Tabla 3-54 Escala de costos para nuevas centrales eléctricas128

Parámetros del rendimiento y los costos de la central eléctrica

Central eléctrica de carbón

pulverizado

Central eléctrica de ciclo combinado de

gas natural


carbón integrada Central de referencia sin CAC Costo de la electricidad(USD/kWh) 0.013 - 0.052 0.031 - 0.050 0.041 - 0.061

Central avcc

Aumento de la necesidad de combustible (%) 24 – 40.000 11 – 22.000 14 – 25.000

CO2 captado (kg/kWh) 0.82 - 0.970 0.36 - 0.410 0.67 - 0.940

CO2 evitado (kg/kWh) 0.62 - 0.700 0.30 - 0.320 0.59 - 0.730

% CO2 evitado 81 -88.000 83 – 88.000 81 – 91.000

128 Fuente: IPCC, 2005. La captación y el almacenamiento de dióxido de carbono.


Doc. AN-JRC-812-05


204

Parámetros del rendimiento y los costos de la central eléctrica

Central eléctrica de carbón

pulverizado


gas natural


carbón integrada Central eléctrica con captación y almacenamiento geológico

Costos de la electricidad (USD/kWh) 0.063 - 0.099 0.043 - 0.077 0.055 - 0.091

Costos de la CAC (USD/kWh) 0.019 - 0.047 0.012 - 0.029 0.010 - 0.032

% aumento del cobro de la electricidad 43 – 91.000 37 – 85.000 21 – 78.000

Costo de la mitigación (USD/tCO2 evitado) 30v – 71.000 38 – 91.000 14 – 53.000

Costo de la mitigación (USD/tC evitado) 110 -260.000 140 -330.000 51 – 200.000

Central eléctrica con captación y recuperación mejorada de petróleo

Costos de la electricidad (USD/kWh) 0.049 - 0.081 0.037 - 0.070 0.040 - 0.075

Costos de la CAC (USD/kWh) 0.005 - 0.029 0.006 - 0.022 (-0.005) - 0.019

% aumento del cobro de la electricidad 12 – 57.000 19 – 63.000 (-10) – 46.000

Costo de la mitigación (USD/tCO2 evitado) 9 – 44.000 19 – 68.000 ( -7) – 31.000

Costo de la mitigación (USD/tC evitado) 31 -160.000 71 -250.000 (-25)-120.000

3.6.2.2 Cenizas Las centrales térmicas que utilizan carbón generan subproductos sólidos de la combustión como escorias y cenizas volantes, que deben ser dispuestas en rellenos especiales. Las cenizas volantes son arrastradas por los gases de combustión y se recolectan en los equipos de control de material particulado. La escoria de la caldera y las cenizas de fondo son los derivados más pesados y gruesos y salen por el fondo de la cámara de combustión, por arrastre húmedo o seco.

La utilización de cenizas volantes de carbón reduce la demanda de energía, cada tonelada de cenizas volantes utilizada para reemplazar una tonelada de cemento, economiza el equivalente a un barril de crudo y genera menos gases de invernadero que de otra manera contribuirían al calentamiento global. Las cenizas volantes de carbón, también pueden sustituir la arcilla, arena, piedra caliza y grava ahorrando los costos de energía al disminuir tales materiales.

En Estados Unidos, cerca del 40 %129 de las cenizas se utiliza en la fabricación del concreto, en la Tabla 3-55 se presentan ejemplos exitosos de la utilización de cenizas en este país, como aditivos de cemento, pintura, pisos, bases de carretera, azulejos sintéticos, bolas de boliche, entre otros.

129 American Coal Ash Association


Doc. AN-JRC-812-05


205

Tabla 3-55 Producción y consumo de productos de combustión EU 2001130

Producto de Combustión

Producción Millones de toneladas

Consumo Millones de toneladas

% de uso

Cenizas Volantes 71.2 25.1 35.0

Cenizas de fondo 19.1 6.0 31.0

Escoria de caldera 2.5 1.8 72.0

Material FGD 28.5 7.6 27.0

Total 121.4 40.5 33.0

Las cenizas volantes del carbón –según especialistas– conservan energía, con lo cual se puede reducir la demanda de ésta en la elaboración de materiales como pavimento, cal, cemento y piedra. También pueden sustituir a la arcilla, arena, piedra caliza y la grava, lo cual representa un ahorro en los costos de energía derivados de la extracción.

Los países pioneros en el reciclado de cenizas volantes para la industria de la construcción en el ámbito mundial son Canadá, Estados Unidos y Alemania, en tanto que naciones como Colombia y México realizan estudios en este sentido y han obtenido resultados alentadores.

La utilización de este residuo en la construcción ha puesto remedio a este problema ambiental, además ha logrado bajar los costos de los materiales empleados en este campo hasta en 16%, según la Agencia Universitaria de Periodismo Científico (Aupec), con sede en Colombia.

A continuación se presentan algunas plantas térmicas a carbón, donde se sustituye un porcentaje de cemento por ceniza;

Tabla 3-56 Porcentaje de sustitución de ceniza en algunas plantas térmicas a carbón

PAIS Generación de ceniza (Ton/año)

% de sustitución Uso

Gran Bretaña 10,000,000 25 y 30 cemento

Construcción

Australia 8,000,000 10 cemento y concreto

En otras aplicaciones como por ejemplo, material base en carreteras, este uso originalmente patentado en los años cincuentas, constituye una mezcla de solución de cal al 3%, 32.5 % de cenizas volantes y 64.5 % de escoria de calderas. Su aplicación esta en

130 Fuente: American Coal Ash Association


Doc. AN-JRC-812-05


206

áreas donde la estabilidad del terreno no es muy buena y se desea mejorarla. Las mezclas típicas de diseño se muestran en la Tabla 3-57: (% en peso de agregado seco).

Tabla 3-57 Mezclas de base de carreteras con Residuos de combustión

Componente Composición

Agua 2-6%

Cenizas volátiles 9-20% (ASTM C 593, AASHTO M 295)

Agregado 74-89%

El uso de cenizas volantes en mezclas de concreto se inicio en West Virgina, allí se empleó una composición de 54% de escorias de caldera con 46 % de cenizas de fondo y 5 % de cemento Pórtland, con el fin de mejorar las condiciones de estabilidad y características del terreno. Las mezclas típicas de diseños son:

Tabla 3-58 Mezclas de Cemento con Residuos de combustión

Componente Composición

Cemento 2.5-5%

Cenizas volátiles 9-20% (ASTM C 593, AASHTO M 295)

Agregado 75-88.5%

3.6.2.3 Residuos usados en la industria de la cerámica La industria cerámica ha demostrado tener una gran potencialidad para la absorción de una enorme cantidad de residuos. Su práctica ha venido siendo habitual en países donde las cerámicas estaban ubicadas en áreas limítrofes a las grandes zonas mineras. Es bien sabido que en la mayoría de los países industrializados la actividad minera constituye la primera fuente de generación de residuos. Si estos tienen algún valor residual es obvio que se hayan hecho esfuerzos para su reutilización.

El caso más antiguo es el aprovechamiento de los estériles de pizarras y esquistos bituminosos. Su composición es netamente arcillosa (de hecho en muchos países anglosajones existe una fuerte tradición de fabricar ladrillos con estos minerales) y de paso se aprovecha su poder calorífico residual.

Con los estériles de carbón pasa algo parecido a lo de las pizarras pero su alto contenido en sustancia carbonosa impone límites a su utilización industrial.


Doc. AN-JRC-812-05


207

Tabla 3-59 Aporte energético y % de dosificación de ceniza131

Subproducto adicionado Aportación energética en kcal/kg Dosificación típica %

Pizarras y esquistos bituminosos 100 – 150 30

Cenizas volantes 150 – 200 30

Estériles de carbón 700 – 1000 10

Fangos diversos (según tipo) (según tipo)

3.6.2.3.1 Las escorias de la central térmica IGCC ELCOGAS como materia prima para la síntesis de materiales vitrocerámicos132

A continuación se mencionan los resultados obtenidos de la investigación sobre el comportamiento en fusión de las escorias y el proceso seguido para la obtención de materiales vitrocerámicos:

A partir de una mezcla vitrificable basada en escorias, casco de vidrio y carbonato cálcico precipitado de azucarera, se ha obtenido por fusión a 1450 ºC un vidrio que presenta un mecanismo de cristalización superficial.

Con el vidrio pulverizado se conformaron probetas cilíndricas de 40 mm de diámetro y 7 mm de altura aproximada, que fueron posteriormente sometidas a los tratamientos térmicos de desvitrificación a temperaturas entre 800 y 1100 ºC, y tiempos de tratamiento entre 5 y 60 minutos, obteniéndose una serie de materiales vitrocerámicos de wollastonita-anortitagehlenita.

Estos materiales han sido caracterizados y analizadas sus propiedades en función del tiempo y las temperaturas de desvitrificación.

Como conclusión se ha demostrado la viabilidad de la utilización de las escorias IGCC en la producción de materiales vitrocerámicos. Como resultado de esta investigación, han sido sintetizados una serie de materiales en los que cristalizan wollastonita (CaSiO3) y anortita (CaAl2Si2O8) como fases mayoritarias y gehlenita (CaAl2Si2O7) como fase minoritaria.

3.6.2.3.2 Contenido del clinker En Alemania se han trabajado en el aprovechamiento del arrabio y de las cenizas volantes como fuente de materiales menos intensivos de CO2 para la formulación de cementos y clinker, manteniendo su calidad.

131 Fuente Xavier Elias Generación de Residuos y Valorización 132 M. AINETO1, A. ACOSTA1, J.MA. RINCÓN, M. ROMERO Universidad de Castilla La Mancha, Facultad de Ciencias Químicas, Departamento de Química Física, Área de Mineralogía Aplicada. C/ Camilo José Cela s/n 13071 Ciudad Real Grupo de Materiales Vítreos y Cerámicos, Instituto Eduardo Torroja de Ciencias de la Construcción, CSIC. C/Serrano Galvache 4, 28033 Madrid.


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208

El co-procesamiento también mejora la eficiencia energética. Por ejemplo, en la planta de Taquín en México se agregan cenizas de una termoeléctrica cercana a las materias primas para la producción de cemento, reduciendo la temperatura necesaria para fabricar el clinker. Esta técnica ha reducido significativamente el uso de energía.

3.6.2.4 Azufre

3.6.2.5 Importancia para la industria: En procesos industriales producción de ácido sulfúrico para baterías, la fabricación de pólvora y el vulcanizado del caucho. Los sulfitos se usan para blanquear el papel y en cerillas. El tiosulfato de sodio o amonio se emplea en la industria fotográfica como «fijador» ya que disuelve el bromuro de plata; y el sulfato de magnesio (sal Epsom) tiene usos diversos como laxante, exfoliante, o suplemento nutritivo para plantas.

IGCC; consiste en una planta Claus, que consta de dos hornos en paralelo y dos reactores Claus en serie, para la conversión de H2S en azufre sólido elemental. Además, en los hornos se consigue la conversión catalítica de amoniaco (NH3) y cianhídrico (HCN) en nitrógeno elemental.

La planta Claus está diseñada para producir emisión cero, dado que el gas de cola, que contiene compuestos de azufre, es hidrogenado con gas limpio y recirculado al proceso de desulfuración, evitando el uso de un incinerador y las consiguientes emisiones de azufre (SO2) a la atmósfera.

Tabla 3-60 Producción y calidad del azufre.

Recuperación del S del gas crudo 99.84 %

Pureza del S >99.8 % peso

El azufre tiene diversas aplicaciones en el agro, molido finamente con materiales inertes seleccionados, tiene aplicaciones como fungicida, en la manufactura de fosfatos fertilizantes, acaricida e insecticida, además de formar parte en los procesos de desarrollo de las plantas por ser un nutriente considerado dentro de los macroelementos requerido por los cultivos para su producción.

3.6.2.5.1 Importancia para el sector ganadero En ganadería el azufre además mejora la digestibilidad de los forrajes, siendo fundamental para que las bacterias del rumen lo utilicen en la formación de proteína a través de aminoácidos azufrados.


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209

Figura 3-43 Usos del azufre

3.6.3 Mercado para los Residuos

3.6.3.1 Mercado para las cenizas En la actualidad en Colombia se generan 800 mil toneladas/año de cenizas producidas por las termoeléctricas del país, que podrían ser aprovechadas en la industria de la construcción y evitar el deterioro del medio ambiente, pero aún no se ha generado un mercado formal para su aprovechamiento y valorización. Lo anterior debido a que no existe una cultura para su aprovechamiento.

3.6.3.2 Mercado para el azufre Aunque los usos del azufre son diversos, de igual manera no hay un mercado formal para su aprovechamiento y valorización, por lo que en muchos casos termina desaprovechándose este residuo. Se tienen limitantes como las distancias entre el punto de generación y la cementera, pues por tratarse de producto de bajo valor su estructura de costos no permite su traslado a grandes distancias.

3.6.3.3 Mercado para el nitrógeno Una de las ventajas de la gasificación es la separación del hidrógeno y la reacción con nitrógeno para la producción de amoniaco, que se utiliza en la elaboración de fertilizantes.133

Como Amoniaco empleo masivo como fertilizante (85%)

Como Urea directamente como abono (90%)

Como Acido Nítrico como fertilizante inorgánico (75-85%)134

133 Instituto de Investigación Eléctrica 134 Jorge Ramirez, Química Industrial 2003/2004

Estimula formación de sustancias de defensa de la planta.

Junto con Boro da flexibilidad a los tejidos

Estimula Crecimiento y absorción de Nitrógeno

Con Magnesio Importante en el llenado de granos - frutos

S


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210

3.6.4 Descripción General de las Metodologías Aprobadas (AM) Para facilitar los procesos de acreditación de los proyectos MDL, la JE ha aprobado metodologías específicas para proyectos de diferentes tipos, la lista de las metodologías aprobadas y de las metodologías consolidadas aprobadas se pueden consultar en internet:

http://cdm.unfcc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.html

Lista de metodologías- aprobadas (al 24 de octubre de 2007). F:\CDM Methodologies for CDM project activities.htm

Para establecer la factibilidad de formular proyectos MDL con las tecnologías actuales de carbón aplicables a Colombia para generación eléctrica, se revisó la lista de metodologías aprobadas por la J.E.- MDL y se encontraron las siguientes como aplicables al caso de estudio.

ACM 00013. ¨Consolidated baseline and monitoring methodology for new grid connected fossil fuel fired power plants using a less GHG intensive technology¨.

Esta metodología es una herramienta para establecer la línea base de proyectos nuevos de plantas de generación eléctrica, que se vayan a conectar a la red de distribución eléctrica y de esta manera poder establecer si son aplicables a los beneficios de MDL o no, a través de la evaluación de las tecnologías disponibles y del tipo de combustibles a emplear, frente a los usos actuales dentro de los limites de influencia del proyecto.

AM0061. ¨Methodology for rehabilitation and/ or energy efficiency improvement in existing plants¨.

Esta herramienta permite evaluar el impacto en las emisiones de GEI de los proyectos de repotenciación de plantas existentes y el mejoramiento de la eficiencia energética de las mismas, estableciendo su factibilidad o no de aplicar a los beneficios de MDL, para ello evalúa las emisiones de la planta en la situación actual y el impacto de seguir operando en las mismas condiciones frente a las nueva situación del proyecto con la planta repotenciada, mejorando su eficiencia energética.

ACM0007. ¨Baseline methodology for conversion from single cycle to combined cycle power generation¨.

Para el caso especifico de conversión de una planta de generación de energía eléctrica por medio de la quema de combustibles fósiles de ciclo abierto a ciclo combinado, esta metodología permite establecer los benéficos ambientales de dicha conversión fijando la línea base para poder cuantificar la reducción de emisiones obtenida y así aplicar a los beneficios de MDL.

Complemento ¨Combined tool to identify the baseline scenario and demostrate additionality¨.

Siendo parte fundamental de los proyectos MDL el establecimiento de la línea base y demostrar su adicionalidad para verificar su aplicabilidad a los


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beneficios de MDL, esta herramienta cumple la función de guiar a los proponentes de proyectos, a evaluar si el proyecto propuesto cumple con estos requisitos y de ser positiva la respuesta continuar con el proceso de aplicar a los beneficios mencionados.

¨Tool to calculate Project leakage CO2 emissions from fossil fuel combustion¨

En algunos proyectos es importante establecer las emisiones de CO2 por fugas, para tenerlas en cuenta en la evaluación de la reducción de emisiones lograda por el proyecto, no obstante algunas metodologías hacen caso omiso de estas fugas y las toman como cero para simplificar los cálculos.

Anexo 3 Sección 2.3 “Tool to calculate the emission factor for an electricity system”.

Para evaluar el impacto generado por un proyecto en la red eléctrica a la cual va a estar conectado el proyecto, se emplea esta metodología que tiene la ventaja de mirar todo el sistema en conjunto y de esta manera establecer el impacto real del proyecto, al hacer una evaluación del desempeño de la planta del proyecto frente a todas las plantas de la red comparables en cuanto a tamaño y factor de carga, dando como resultado una evaluación mas real y creíble del proyecto.

En el Anexo 3, Sección 2 “Metodologías consolidadas y aprobadas por la JE aplicables a proyectos para térmicas a carbón” se presenta una traducción adaptada por los consultores de estas metodologías que pueden ser consultadas en su versión original en la página web de UNFCCC.

De la revisión de estas metodologías se puede concluir que los proyectos MDL con las tecnologías actuales de carbón aplicables a Colombia para generación eléctrica, son viables únicamente si se demuestra la necesidad de operar con carbón los proyectos de expansión, caso en el cual se toma como línea base las térmicas a carbón actuales que operan con tecnología subcrítica y una eficiencia promedio del 29%. Inferior a la de las tecnologías seleccionas, lo que representa una reducción de emisiones aceptables para un proyecto MDL, tal como se presenta en la sección Aplicabilidad de MDL a proyectos de expansión¨. En caso contrario se debe tomar como línea base las térmicas a gas situación en la cual son inaplicables los beneficios de MDL.

A continuación se mencionarán solo las que tienen relación con el proyecto:


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Tabla 3-61 Metodologías aprobadas135

ACM Nombre de la metodología Sector Tipo de proyecto136 Antecedente

ACM0007 Ver.2

Conversión de ciclo simple a ciclo combinado para la generación de electricidad

1

Conversión a ciclo combinado para la generación de electricidad

NM0070 NM0078-rev

Metodología para el escenario de línea base y demostración de adicionalidad

Cálculo del factor de emisión para un sistema de generación

AM0061 Metodología para la rehabilitación y/o mejoras de la eficiencia energética de Plantas de generación existentes

ACM0013

Metodología consolidada para nuevas plantas de generación con combustible, estarán conectadas a la red y que utilizarán una tecnología menos intensiva en GEI (incluye plantas supercríticas)

La metodología ACM0007 es aplicable en donde:

• El proyecto se desarrolla con el uso de calor residual que no se utilizaba previamente en una central eléctrica de ciclo simple, ya sea una turbina de gas o un motor de combustión interna, para producir vapor destinado a otras turbinas.

• El calor residual producido no se utiliza para otro propósito.

• No se deberá prolongar la vida útil de la turbina de gas existente durante el periodo de acreditación.

• El desarrollador del proyecto deberá obtener los datos apropiados para e cálculo del factor de emisión del margen de ciclo combinado, como se menciona en la ACM0002, “Metodología de línea base consolidada para la generación de electricidad para la red con fuentes renovables”, correspondiente a la red a la que se conectará el proyecto propuesto.

Esta metodología deberá ser usada en conjunto con la metodología consolidada de monitoreo aprobada ACM0007 (Metodología de monitoreo para la conversión de ciclo simple a ciclo combinado para la generación de electricidad)

3.6.4.1 Proyectos 2003-2007 La siguiente tabla presenta los proyectos que han sido presentados para MDL que están relacionados con el sector energético a nivel mundial:

135 Fuente: http://www.bcba.sba.com.ar/Carbono/metodologia.asp.

Https://cdm.unfccc.int/goto/MPappmeth 136 Descripción en base a las condiciones de aplicación. No esta expresado exactamente todo el alcance de aplicación de cada una de las metodologías


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Tabla 3-62 Proyectos presentados para el sector energético a nivel mundial137

EMPRESA PAÍS CATEGORÍA CE

ALUAR Aluminio SAIC Argentina PFC 466,123

Repsol YPF Argentina Captura y almacenamiento de carbón 177,741

Albras Brasil PFC 401,431

Yichuana China PFC 342,862

Ingeniero Azucarero Ecuador Cogeneración 34,871

3.7 TECNOLOGÍAS PARA EL CONTROL DE LA CONTAMINACIÓN

A continuación se hace una descripción del estado del arte de las diferentes tecnologías que previenen, mitigan y controlan la contaminación de las térmicas a carbón, estas se clasifican en tres categorías principales dependiendo del punto del proceso en que actúa:

Precombustión

In situ

Post combustión

3.7.1 Tecnologías de Precombustión Estas tecnologías hacen referencia a aquellas que se interesan en la limpieza física del carbón con el fin de retirarle las impurezas inorgánicas, debido al impacto negativo económico y ambiental que dichas impurezas generan sobre el costo final del carbón puesto en planta y el costo final de la energía eléctrica generada con éste.

En los países industrializados que tienen en vigencia legislaciones ambientales rigurosas, la limpieza del carbón se extiende además a la remoción del azufre. Esta práctica tiene ventajas económicas respecto a la desulfurización de los gases de la combustión por medio de otras tecnologías.

Existen también métodos avanzados de limpieza física del carbón, tales como el pretratamiento de la fase orgánica, pretratamiento de la fase acuosa, aglomeración selectiva y, finalmente, limpieza física avanzada. Estos métodos aún se encuentran en fase de desarrollo incipiente por lo cual no se presentan en este informe.

3.7.1.1 Limpieza física convencional del carbón Se puede separar esta limpieza en al menos dos tipos de actividades dependiendo de si se efectúa en la mina de producción sin mecanizar, del tipo que es de común ocurrencia en los departamentos del interior de Colombia, o se efectúa en una planta industrial de

137 Fuente: www.mgminter.com


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limpieza física de carbón siendo el de primer tipo de ocurrencia común y los departamentos del interior de Colombia.

3.7.1.2 Limpieza manual en mina no mecanizada Se puede realizar una separación manual de estériles cuando el corte del carbón y su carga en vagonetas son realizados manualmente y cuando el carbón se encuentra fuera de la mina. Este se hace circular sobre un tamiz que separa las piezas de más de 4 plg que se envían a una mesa vibradora en la cual se pueden retirar a mano los estériles del carbón.

3.7.1.3 Limpieza en planta limpiadora mecanizada En este tipo de plantas se utilizan diferentes medios para separar el carbón de las impurezas, por métodos que tienen en cuenta la diferencia de peso entre el carbón (liviano) y las impurezas inorgánicas (pesadas) que concentran la mayoría del azufre en el carbón, y que generan en la caldera los óxidos de azufre y las cenizas.

El proceso de limpieza comienza por la trituración del carbón a un tamaño máximo de 50 mm, seguido de un tamizado que separa distintas fracciones. Se clasifican tres tamaños los gruesos de un tamaño de > 50mm., los intermedios y los finos < 0,5 mm.

Para los tamaños gruesos e intermedios, las partículas de carbón y de materia mineral se pueden separar por medio de Jigs, medios densos o ciclones.

Las partículas finas de menos de 2,2 m.m., pueden limpiarse de la materia mineral por el método de la flotación por espuma.

• En los Jigs, se tiene una capa de carbón en reposo que descansa sobre una lámina perforada, y entonces una pulsación de agua incide por la parte inferior de la capa de carbón, levantándola y permitiendo la separación de partículas en atención a su peso, y, cuando cesa la pulsación, la capa se vuelve a formar, pero ahora se tiene en ésta una separación de material por peso, que permite separar más adelante en el proceso, el carbón de la materia mineral.

• En los baños de medio denso, el carbón se deposita en un medio de gravedad específica intermedia entre la del carbón y la materia mineral a descartar. En este sistema el carbón flota y la materia mineral se deposita en el fondo con lo cual se obtiene la limpieza del carbón. Es un proceso utilizado para las partículas gruesas e intermedias. El medio denso está comúnmente compuesto de una suspensión de magnetita o de arena fina en agua, y se encuentra en tanques de diseño especial, en los cuales chorros de agua y medios mecánicos de agitación mantienen el medio denso en una suspensión tal que se mantiene la gravedad específica necesaria para la separación buscada.

• El sistema de ciclones para limpieza del carbón se utiliza para las partículas gruesas e intermedias. El fluido con la carga que se quiere limpiar se admite de forma tangencial a las paredes cilíndricas del ciclón, impulsado por la diferencia de presión entre la entrada y la salida del ciclón. El ciclón utiliza los principios de la fuerza centrífuga para recoger las partículas más pesadas recargadas sobre las paredes por efectos de la fuerza centrífuga, y las descarga por el cono


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en la parte inferior del ciclón, mientras que las más livianas, en este caso el carbón, fluyen por la parte superior del dispositivo.

• Por medio del sistema de flotación por espuma se puede realizar la limpieza de los finos de carbón, o partículas de menos de 2.5 mm., siendo particularmente eficiente para las partículas de tamaño reducido. Los finos de carbón con materia mineral que llegan al tanque de limpieza se mezclan y agitan en una mezcla de agua, aditivo y aire, lo cual forma una espuma en la superficie y las pequeñas partículas de carbón se adhieren a las burbujas de ésta, con lo cual se separan de la materia mineral que se sumerge en el agua, y se logra la limpieza buscada. Los finos de carbón de este tamaño no son directamente aprovechables en Colombia en las centrales de carbón pulverizado o las calderas de parrilla viajera, pues presentan dificultades para su manejo, por lo cual se requeriría adicionar una infraestructura especial de transporte y almacenamiento de finos, e incluso de su aglomeración.

A continuación se presenta el proceso simplificado del Lavado del Carbón por medio denso:

Entrada material Tolva descargue

Trituradoras

Tamizaje

Circuito Material Grueso

Carbón Limpio

Circuito Material Fino

Ciclones de medio denso

Tamiz

Ciclones yEspirales

Tamiz

Ciclón

Sistema de Tratamiento de Aguas

Material de Rechazo

Centrifuga

Material de Rechazo

Entrada material Tolva descargue

Trituradoras

Tamizaje

Circuito Material Grueso

Carbón Limpio

Circuito Material Fino

Ciclones de medio denso

Tamiz

Ciclones yEspirales

Tamiz

Ciclón

Sistema de Tratamiento de Aguas

Material de Rechazo

Centrifuga

Material de Rechazo

Figura 3-44 Lavado del Carbón por medio denso138

3.7.1.3.1 Rangos de Desempeño

• La remoción de ceniza puede alcanzar un nivel del 60%. • La remoción de azufre se sitúa en el rango del 10% al 40%. Cuanto mayor sea

el contenido del azufre pirítico, mayor el grado de remoción. • La cantidad de carbón recuperado por la limpieza para los procesos de

combustión, se encuentra en el rango del 60% al 90%. • La cantidad de calor recuperado, o porcentaje del poder calorífico retenido, se

sitúa en el rango del 85% al 98%.



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3.7.1.3.2 Características de la oferta de equipos Los siguientes puntos presentan las condiciones comerciales bajo las cuales estas tecnologías están disponibles actualmente:

• Madurez

Todos los métodos descritos disponen de una madurez avanzada.

• Proveedores

Los siguientes son algunos de los proveedores de estas tecnologías en Estados Unidos de América:

• Allen and Garcia Co. • Daniels Co. • Envirotech Coal Services Corp. • Heyl & Petterson, Inc. • Lively Mfg & Equipment Co. • McNally Pittsburgh, Inc. • Roberts and Schaeffer Corp. • Warman Onternational Inc.

• Costos en Colombia Los costos unitarios de lavado en las tecnologías convencionales se encuentran en el rango entre 1 y 5 USD/ton; el nivel de costo de limpieza de un carbón específico depende al menos de los siguientes parámetros:

1. La calidad del carbón a limpiar, cuanto más contaminado se encuentre mayor será el costo de su limpieza. 2. El proceso de limpieza utilizado y el grado de limpieza deseado. Cuanto mayor número de procesos se requieran mayor será el costo, así si luego del baño en medio denso el carbón se lleva mediante medios hidráulicos a un sistema de ciclones y a un sistema de flotación por espuma, el costo será mayor que si simplemente se hace limpieza en baño denso.

Respecto a los costos asociados a la tecnología de quemador de bajo NOx con aire de sobrefuego estos dependen de la complejidad del diseño del quemador, el número de toberas para carbón de aire secundario, de los mecanismos de ignición inicial de alto voltaje, de toberas de sobrefuego, de quemadores de fuel oil, etc.

3.7.1.3.3 Tiempos de Construcción En aquellas tecnologías que demandan instalaciones para lavado del carbón, los tiempos asociados de diseño, construcción y montaje pueden tomar hasta dos años.

3.7.1.3.4 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Estas tecnologías pueden ser apropiadas en ciertas zonas de Colombia en las cuales el carbón tenga un contenido de azufre superior al admitido por la legislación, o contenidos de ceniza tan altos que las empresas compradoras no los adquieran.


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3.7.1.3.5 Integración de la tecnología en Colombia La legislación ambiental colombiana pertinente no ha establecido condiciones para producción, utilización y emisiones del carbón tales que hayan requerido de la industria carbonera que se utilicen las tecnologías convencionales de limpieza de carbón descritas.

La planta lavadora de carbón localizada en El Cerrejón tiene una justificación económica, pues lava carbón de alto contenido de materia mineral que, antes de la lavadora, no era comercializable y se remitía a los botaderos y que, luego de la lavadora, se pueden exportar.

Las plantas lavadoras para el sector minero que producen carbones coquizables en el interior del país se justifican por la reducción del nivel de cenizas en el carbón, lo cual permite producir coques de una calidad más aceptable por los compradores en sus mercados de exportación.

Los contratos para compra de carbón de los grandes consumidores en Colombia no plantean cláusulas que incentiven la limpieza del carbón.

En la tabla a continuación, se describen las características más importantes sobre las plantas de lavado instaladas en Colombia.

Tabla 3-63 Características de plantas de lavado de carbón en Colombia139

Empresa Capacidad Separación

Observaciones ton/hora Gruesos Finos Extrafinos

APDR (Belencito) 250 Medio

denso Medio denso

Celdas de flotación

Única planta que recupera los mixtos gruesos y finos y funcionan los tres circuitos

CARBO-COQUE (Lengua-zaque)

100 Medio denso

Criba pulsante

Espirales y Ciclones agua

Las espirales recuperan 2t/h carbón y el resto de finos a sedimentación. Está fuera de servicio la depuración en vía seca, por ineficiente.

CERREJÓN (La Guajira) 375 Medio

denso

Ciclones agua y Espirales

La compañía australiana Sedgman, la diseñó. Los aparatos depuradores son ciclones, manejan un tamaño de finos entre 2 y 50 mm.

ASTECNIA (Samacá) 75 Criba

pulsante Ciclones de agua

El Jig trabaja un tamaño entre 2 y 63 mm. Los ciclones el carbón < 2 mm

MILPA (Samacá) 120 Criba

pulsante Ciclones de agua

Milpa compró esta planta a Cementos Samper. Actualmente, está en montaje.

3.7.2 Tecnologías In Situ En este apartado se presentarán tecnologías de control de las emisiones de los gases NOx y SO2, que reducen la formación de éstos durante la combustión del carbón en las calderas,

La expresión NOx se refiere al óxido nítrico, NO, y al dióxido de nitrógeno, NO2. El NOx emitido durante un proceso de combustión está compuesto en un 90-95 % de NO, y el complemento de NO2. 139 Fuente: PNUD. Programa de Desarrollo de tejido social sector Carbonífero Altiplano Cundiboyacense


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El NOx se forma durante la combustión del carbón u otro combustible, y se puede diferenciar de la siguiente manera:

• NOx que proviene del combustible mismo, y se forma cuando este nitrógeno se oxida.

• NOx que proviene del nitrógeno del aire usado en la combustión, y que se forma a altas temperaturas, y

• NOX que, en las turbinas de gas, y en presencia de muy bajos contenidos de NOx, se forman de hidrocarburos intermedios que en su oxidación lo generan.

Por tanto, para controlar la formación de NOx en un proceso de combustión se busca:

• La redistribución de los flujos de aire y combustible para que la velocidad de mezcla sea lenta,

• Que la disponibilidad de O2 sea reducida en zonas críticas de formación de NOx, y

• Que la cantidad de combustible quemado en zonas de llama de alta temperatura sea mínima

Adicionalmente, se busca también:

• Crear zonas reductoras sobre los quemadores principales en las calderas, con combustión con deficiencia de oxígeno en ellas, para que en ellas el NOx que proviene de los quemadores principales se transforme en N2, y

• Reducir la temperatura de combustión, por ejemplo con inyección de vapor en una turbina de gas.

Se dispone de tecnologías plenamente desarrolladas para controlar la formación del NOx en el hogar de las calderas, mediante el recurso de crear una combustión por etapas, dosificando la cantidad del aire en contacto con el flujo de combustible en el hogar.

Para ello se puede:

• Utilizar un tipo de quemadores de carbón, denominados de bajo NOx, que producen una combustión por etapas, (dosificación horizontal) ó

• Utilizar el método de requemado en las calderas (dosificación vertical).

3.7.2.1 Quemadores de carbón de bajo NOx En las calderas de fuego tangencial, con quemadores localizados en los vértices de las paredes del hogar, se ha medido una menor generación de gases NOx que en las calderas de fuego frontal. Esta diferencia se debe a que en las calderas de fuego tangencial hay una menor interacción entre las capas de carbón y de aire que ingresan al hogar para su combustión, que en las calderas de fuego frontal, en las cuales se genera un máximo de turbulencia entre carbón y aire para garantizar una combustión completa.


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Figura 3-45 Opciones de Control de NOx en Combustión y Post-combustión140

Por tanto, para reducir aún más el NOx generado en las calderas de fuego tangencial, se introdujeron dos variaciones en el diseño de los quemadores:

• Se estableció una entrada de aire adicional a las existentes, por encima de la tobera de ingreso de carbón más alta, con lo cual se trasladó cerca del 20% del aire requerido para la combustión del carbón y se le denominó aire de sobrefuego.

• Se acercó el punto de ignición a las toberas del carbón, con lo cual la mayor parte del proceso de desvolatilización tiene lugar antes de que el combustible alcance la zona de combustión definida, llamada la bola de fuego. El lugar del punto de ignición se controla variando la velocidad y la cantidad del aire que rodea al carbón.

El las calderas de fuego frontal los cambios de diseño de los quemadores de carbón implicaron dividir el aire secundario en dos chorros y crear el ingreso del aire terciario.

Con estos cambios de diseño se obtiene una combustión por etapas en sentido horizontal, pues se generan tres zonas de combustión:

• En la primera zona, donde confluyen el carbón, el aire primario y una parte del aire secundario, la estequiometría, durante el inicio del proceso de desvolatilización, es muy rica en combustible (40% en promedio).

• A continuación entra en juego el denominado aire secundario exterior con lo cual se maximiza la desaparición de los componentes del nitrógeno ligado al carbón. (Estequiometría del 70%)

• Finalmente el aire terciario entrega el oxigeno necesario para completar la combustión. (Estequiometría del 120%)

140 Fuente: Adaptado por los consultores de Warck


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3.7.2.1.1 Rangos de Desempeño Con los quemadores de bajo NOx se alcanza una reducción en la generación de NOx en el rango del 30% al 55%.

3.7.2.2 Sistema de requemado Este sistema consiste en instalar por encima de los quemadores de carbón otro sistema de combustión, en el cual se genera una combustión equivalente al 20% del total. Esta combustión se realiza en condiciones de déficit de oxígeno por lo cual, el NO producido en los quemadores principales de la caldera, se transforma en N2, que es inocuo. Teóricamente cualquier combustible puede servir en este sistema de requemado. Pero es muy útil que sea de bajo contenido de nitrógeno y que tenga una alta volatilidad, para que sea compatible su combustión con las dimensiones de la parte alta del hogar de la caldera.

3.7.2.2.1 Rangos de Desempeño Con el sistema de requemado la reducción del NOx se encuentra en el rango del 50% al 70%.

3.7.2.2.2 Características de la oferta de equipos Los siguientes criterios sirven para establecer la disponibilidad de esta tecnología.

• Madurez. Esta tecnología se instala en todas las calderas nuevas de los países industrializados. Adicionalmente, la legislación en la mayoría de ellos requiere que se instale en las calderas ya en operación.

• Proveedores. La siguiente es una lista parcial de proveedores reconocidos a nivel internacional. • Foster Wheeler Corp. • Babcock and Wilcox • Riley Stoker • ABB • Mitsubishi Heavy Industries

• Costos141. El costo para un caso específico depende de las características de la cámara de combustión de la caldera, calidad del combustible y tecnología seleccionada. A continuación se presentan los rangos generales en los que pueden varar los costos de implementación,

En tecnología de quemador de bajo NOx con aire de sobrefuego:

Caldera nueva: 3 a 10 USD/kW

Caldera ya en operación: 10 a 25 USD/kW

En tecnología de requemado:

Caldera nueva: 10 a 30 USD/kW

141 EPA. Fichas técnicas Equipos de Control Ambiental. 2004


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Caldera ya en operación: 20 a 50 USD/kW

3.7.2.2.3 Tiempos de Construcción El tiempo correspondiente para instalar el sistema de quemadores en una caldera existente se estima entre 3 y 5 semanas.

3.7.2.2.4 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia La tecnología de los quemadores de bajo NOx y el sistema de requemado tienen ya una madurez extensa a nivel mundial.

La tecnología asociada a los quemadores es igual a la existente actualmente en Colombia, por lo cual la ingeniería local puede hacer su gestión sin requerir un entrenamiento adicional.

3.7.2.2.5 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología va más allá de los requerimientos de control de impacto ambiental de la legislación colombiana.

3.7.2.3 Lecho Fluidizado En esta tecnología se inyecta CaCO3 mezclado con el carbón para ayudar a la fluidización, con esto simultáneamente se remueve un alto porcentaje del azufre por la formación de CaSO4 que se retira junto con las cenizas de fondo.

3.7.2.4 Gasificación La gasificación del carbón para la generación de gas de síntesis que se emplea como combustible en generación térmica de electricidad permite la eliminación del azufre y material particulado del gas de síntesis antes de su ingreso a la turbina, ya que este es muy sensible a la presencia de estos contaminantes en el combustible.

3.7.3 Tecnologías de Postcombustión En este apartado se presentan tecnologías de control de las emisiones de los gases NOx y SO2, y de la ceniza volante, mediante técnicas que los eliminan o remueven de los gases de combustión en su ruta hacia la chimenea.

Control de los gases NOx. Se presentan a continuación dos técnicas para eliminar los gases NOx que han sido generados durante la combustión del carbón u otro combustible fósil, transformándolos en nitrógeno y agua, inocuos para el medio ambiente.

3.7.3.1 Reducción selectiva no catalítica del NOx (SNCR) Esta técnica consiste en la inyección de urea o amoniaco, en el flujo de gases de combustión, dentro de la zona de la caldera en la cual la temperatura de los gases se encuentre en el rango de 870 a 1200°C, rango en el cual la reducción de los gases NOx por la urea se encuentra al máximo.


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La inyección de urea disuelta en agua al interior de la caldera se puede efectuar por medio de inyectores rotatorios retractiles en los sitios seleccionados para el efecto. Con este sistema se logra un control apropiado de la concentración de la urea en la mezcla y del tamaño de la gota inyectada, con lo cual se optimiza el control del NOx, haciéndolo más estable, ante las variaciones de carga y funcionamiento de la caldera. La mezcla adecuada del agente reductor con los gases de combustión tiene importancia de primer orden en este control del NOx. El uso de esta tecnología implica la formación de sales cuando los carbones utilizados tienen alto contenido de azufre.

Las reacciones químicas que tiene lugar, en su forma simplificada, son las siguientes:

2 NO + CH2CONH2 + ½ O2 => 2 N2 + CO2 + 2H2O

NOx + NH3 + O2 + H2O + (H2) => N2 + H2O

3.7.3.1.1 Rangos de Desempeño La reducción esperada de NOx se encuentra en el rango entre 35% y 60%, aunque, siendo el proceso complejo, se encuentran valores de reducción hasta del 80%, en condiciones particulares de parámetros de funcionamiento de caldera y tipo de carbón utilizado.

3.7.3.1.2 Características de la oferta de equipos Con los siguientes tres elementos se puede formar el juicio al respecto:

• Madurez

La tecnología ha estado en fase de demostración en calderas a carbón instaladas en Estados Unidos, Europa y Japón.

Algunos de los problemas planteados a las centrales que utilizan la tecnología son:

• Deposito de sales sulfatadas en las canastillas del calentador de aire que las atascan, y pueden llegar a limitar la carga generada por la caldera y el turbogrupo.

• Dependiendo de los parámetros de operación, pueden inducir corrosión en las canastillas.

• Contaminación de la ceniza con amoniaco, lo cual puede afectar la comercialización de las cenizas hacia el sector de la construcción.

• Descarga de amoniaco a la atmósfera. • Generación de N2O, gas de invernadero que además ataca al ozono.

• Proveedores

Los dos principales han sido:

• Exxon Research and Engineering • Nalco

• Costos142

142 TAVOULAREAS, E.S, Clean Coal Tecnologies for Developing Countries, pp.33, World Bank


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El costo de adaptar un sistema SNCR a una caldera ya en funcionamiento esta en el rango de 10 USD/kW a 20 USD/kW

El costo de instalación en una caldera nueva esta en el rango de 5 USD/kW a 10 USD/kW.

3.7.3.1.3 Tiempos de Construcción El tiempo de montaje en una caldera ya operativa, se estima entre 2 y 5 semanas.

3.7.3.1.4 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Esta tecnología tiene uso extenso, pero sus efectos dependen también del tipo de carbón y forma de operar la caldera y de sus parámetros de funcionamiento.

3.7.3.1.5 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología se encuentra en capacidad de hacer control de NOx más allá de lo requerido por la legislación ambiental en Colombia actualmente.

3.7.3.2 Reducción selectiva catalítica del NOx (SCR) Esta técnica se basa en los mismos conceptos para control del NOx que se utilizan en la reducción selectiva no catalítica, convertir el NOx en N2 y agua, utilizando un agente reductor, en este caso el amoniaco. La diferencia fundamental estriba en que ahora el rango de temperatura de operación es mas bajo, entre 315 y 400°C, lo cual implica que para que las reacciones de reducción se lleven a cabo eficientemente, estas tienen lugar en presencia de un catalizador.

De gran importancia para lograr la optima conversión del NOx en N2 y agua, es la mezcla adecuada del amoniaco en los gases de combustión, y el control de la cantidad de NH3 inyectado con base en el conocimiento de la concentración de NOx en los ductos de gases de la caldera y la rata de remoción esperada.

La inyección del amoniaco en la caldera, a una concentración del 5% aproximadamente, se efectúa utilizando vapor o aire comprimido como medio de transporte, hasta una malla de inyección con toberas localizada en un ducto de la caldera.

Los catalizadores más utilizados son compuestos de vanadio y titanio, (V2O5 estabilizado en una base de TiO2) por una parte, y zeolitas, de otra. Las zeolitas presentan algunas ventajas en lo que se refiere a la actividad catalítica, sensibilidad a los contaminantes y facilidad de mantenimiento y su disposición.

Las reacciones entre el NOx y el NH3 tienen lugar en presencia del catalizador. Varios diseños se han establecido para poner en contacto gases, reactivos y catalizador, entre ellos recubrir de catalizador las canastillas del calentador de aire, e instalar una colmena de laminas paralelas recubiertas de catalizador en un ducto.

Los catalizadores tienen una vida útil que se agota en la medida en que:

• Se reduce el volumen de sus poros. • Se tapan los poros por depósitos sólidos


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• Se registran ataques por compuestos alcalinos y el SO3. • Se acentúa su erosión por parte de la ceniza volante.

Cuanto menos actúan los catalizadores mayor cantidad de NH3 queda libre y puede reaccionar con el SO3 y la humedad de los gases de combustión, formándose sulfatos y bisulfatos de amonio, sales que pueden bloquear el calentador de aire e inducir ataques corrosivos en el y otros elementos de la caldera.

3.7.3.2.1 Rangos de Desempeño La reducción esperada de NOx se encuentra en el rango entre el 70% y el 90%, en los gases de combustión de calderas que queman carbones de bajo contenido de azufre (menos de 1.5% de S).

3.7.3.2.2 Características de la oferta de equipos Con los siguientes tres elementos se puede formar el juicio al respecto:

• Madurez

La tecnología ha sido demostrada ampliamente de manera exitosa en calderas a carbón instaladas en Estados Unidos, Europa y Japón.

• Proveedores

Los principales en los Estados Unidos son:

• ABB

• Babcock and Wilcox

• Cormetech, Inc.

• Engelhard Corp.

• Joy environmental Systems

• Norton Co.

• Riley and RhoenPoulanc Inc.

En Europa:

• Siemens

• ALSTOM, Boilers and Environmental Systems Division

• Costos143 El costo de capital está en el rango de 50 USD/kW a 150 USD/kW. Dependiendo de la calidad del carbón, tipo de tecnología escogida y porcentaje de reducción requerida.



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225

3.7.3.2.3 Tiempos de Construcción El tiempo de montaje en una caldera ya operativa, se estima entre 2 y 3 meses con la caldera fuera de servicio.

3.7.3.2.4 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Esta tecnología tiene uso extenso pero sus efectos dependen también del tipo de carbón y forma de operar la caldera

3.7.3.2.5 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología se encuentra en capacidad de hacer control de NOx más allá de lo requerido por la legislación ambiental actual en Colombia, y sus costos son superiores a los relacionados a los quemadores de bajo NOx y el SNCR.

3.7.3.3 Control de la emisión de cenizas volantes por medio de Precipitador Electrostático

Atrapar las cenizas volantes que se desplazan con los gases de combustión hacia la chimenea por medio de Precipitadores electrostáticos, es una práctica de muchos años que se ha probado como confiable, eficiente y de bajo costo operativo.

En principio se trata de cargar eléctricamente las partículas de ceniza volante que viajan con el flujo de gases de combustión y, por medio de la fuerza asociada a un campo eléctrico, llevarlas hacia láminas que hacen el papel de electrodos colectores los cuales, con un diseño especial, permiten descargar las cenizas fuera del flujo de gases y de la caldera.

El Precipitador Electrostático (ESP) se diseña de tal manera que se logre una distribución uniforme del flujo de gases en su interior. Adicionalmente se da preferencia a instalarlo en la zona de baja temperatura de gases (menos de 250 °C), a fin de reducir la viscosidad de los gases y por tanto la fuerza necesaria para remover las partículas en su interior. Adicionalmente, se dimensiona de forma que la velocidad del flujo de los gases sea reducida; menor a 1,5 m/seg y que la permanencia de los gases en su interior sea de 8 segundos aproximadamente.

Cuanto más tiempo permanezca la ceniza al interior del ESP, más baja sea su velocidad en él, más uniforme sea su distribución de flujo y menor la viscosidad de gases, más eficiente será la recolección de la ceniza. Una cierta humedad de la ceniza también contribuye a un más eficiente comportamiento del ESP, pues reduce la resistividad eléctrica de la capa de ceniza en los electrodos de recolección.

Por otra parte, cuanta mayor sea la carga de ceniza en los gases, más alta la resistividad eléctrica de la ceniza, y más alto el contenido de carbón no quemado en la ceniza, más difíciles son las condiciones de recolección de ceniza en un ESP.

Al interior de los ESP se disponen dos tipos de electrodos, los de carga de iones (negativos) y los de recolección de ceniza (positivos).

Los electrodos negativos son parte de un circuito eléctrico de corriente rectificada pulsatoria de alta tensión y tienen un diseño tal que, a lo largo de estas, se encuentran


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226

pequeñas lengüetas con altura entre 5 y 10 mm, lo anterior causa que se emitan iones negativos y electrones de alta movilidad, los cuales se dirigen hacia los electrodos positivos, pero las partículas de ceniza que fluyen perpendicularmente a los iones los absorben. Entonces la fuerza del campo eléctrico entre electrodos conduce a la ceniza hasta los electrodos positivos o de recolección y allí la fija hasta que los dispositivos mecánicos sacuden las platinas recolectoras y la ceniza cae a tolvas bajo el EPS y es retirada de la caldera.

El control electrónico que ordena el funcionamiento eléctrico del ESP juega un papel fundamental en lograr una alta eficiencia de recolección de ceniza y un bajo consumo asociado de electricidad.

3.7.3.3.1 Rangos de Desempeño Es muy común tener eficiencias de recolecciones de cenizas superiores al 95,5%.

3.7.3.3.2 Características de la oferta de equipos Se puede establecer con los siguientes tres conceptos:

• Madurez

Los ESP se encuentran en una etapa de madurez avanzada.

• Proveedores

Mitsubishi Heavy Industries

General Electric

• Costos144

Los valores típicos se encuentran en el rango entre 40 USD/kW y 60 USD/kW. Dependiendo del tamaño y el porcentaje de erosión requerida,

3.7.3.3.3 Tiempos de Construcción Por cuanto se puede hacer el montaje de un ESP sin interferir con el funcionamiento de una caldera, se considera que la fase de conexión entre ambos, con la caldera fuera de servicio, toma alrededor de 2 a 6 semanas.

3.7.3.3.4 Análisis de la aplicabilidad de la tecnología en Colombia Esta tecnología tiene madurez avanzada por lo cual se puede instalar sin riesgo.

3.7.3.3.5 Integración de la tecnología en Colombia Esta tecnología se encuentra en Colombia desde hace ya varios años, y de ella se tiene conocimiento y experiencia extensos.



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3.7.4 Utilización de tecnologías de control de contaminación: Casos de Interés Existen algunos casos de aplicación que representan especial interés para este estudio, por lo cual a continuación se presentan sus características más importantes:

3.7.4.1 Caso No. 1: Sistema de recirculación de gases en una Termoeléctrica Paipa, Boyacá (Colombia)

A continuación se presentan los resultados desde el punto de vista ambiental, de la aplicación de un sistema de recirculación de gases durante varias pruebas realizadas en una térmica a carbón, ubicada en Paipa, Boyacá, cuya operación comercial tuvo sus inicios en 1999. La Máxima carga neta para la que está diseñada la planta es de 150 MW netos.

La Figura 3-46 presenta el comportamiento del dióxido de azufre (SO2) y óxidos de nitrógeno (NOx). – prueba a 75 MW aproximadamente.

Figura 3-46 Comportamiento del SO2 y NOx145

3.7.4.1.1 Dióxido de azufre (SO2) Se aprecia un aumento con el uso de gases recirculados, lo que se debe en parte a la recirculación de gases que de por si ya traen en su flujo SO2, que se va sumando con el generado en la combustión.

3.7.4.1.2 Óxidos de nitrógeno (NOx) Desciende a medida que se aumenta la recirculación de gases, una razón que explica esto es que los gases de recirculación disminuyen la temperatura de la llama, disminuyendo así el NOx térmico.

145 Es de resaltar que en el texto original del estudio no se presentan datos, sino las tendencias, resultados de los ensayos.


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El decreto 02 de 1982 del antiguo ministerio de salud, cuya vigencia establece el decreto 948 del ministerio del medio ambiente, establece como parámetros reguladores la altura de la chimenea y la dispersión de partículas al medio ambiente, en cuanto a esto la planta cumple aún usando recirculación y con amplios márgenes. Tiene una altura de chimenea de 100 m, mientras que la norma establece en este caso particular algo más de 40 m. Igual ocurre con la rata de emisión que según la norma debe ser en este caso de 1.68 kg/106 Kilocal, la planta se encuentra muy por debajo (0.2016 kg/106 Kilocal).

3.7.4.2 Caso No. 2: TermoValle (Colombia) La planta se encuentra localizada en la zona Franca del Pacífico, Palmira, Valle del Cauca; es una planta de ciclo combinado con turbina a gas (CCNG) W501FC DLN 1x1, 210 MW.

A continuación se muestra el proceso:

~

HP IP LP

T = 958°FP= 1510 psig

T = 594°FP= 401 psig

T = 471°FP= 88 psig

Aire

CTG140 MW

GAS NATURALF = 1500 KscfmACPM (F.O. Nro 2)

Gases chimeneaciclo simple

T= 1100 °F

Gases de chimeneaCiclo combinado

T = 230 °F

~

Planta deTratamiento

De agua

STG70 MW Agua 4,2 m3/s

~

HPHP IPIP LPLP

T = 958°FP= 1510 psig

T = 594°FP= 401 psig

T = 471°FP= 88 psig

Aire

CTG140 MW

GAS NATURALF = 1500 KscfmACPM (F.O. Nro 2)

Gases chimeneaciclo simple

T= 1100 °F

Gases de chimeneaCiclo combinado

T = 230 °F

~~

Planta deTratamiento

De agua

STG70 MW Agua 4,2 m3/s

Figura 3-47 Figura Diagrama de Proceso TermoValle (Diagrama Simplificado)146

La planta posee sistemas y equipos de control ambiental entre los cuales está el sistema de combustión de bajo NOx, eliminadores de vapores de aceite, control de ruido ambiental por medio de aislamiento acústico en paredes de recintos, silenciadores de turbina y válvulas de seguridad de caldera, control de vertimientos, control de residuos sólidos especiales y ordinarios, programas de mejoramiento ambiental, con lo que se reduce un alto porcentaje el impacto ambiental de su operación. Como resultados de los programas de gestión ambiental implican reducción de consumo de agua, energía, manejo de residuos, control de emisiones, reducción y tratamiento de vertimientos, con lo que obtuvo la certificación de ISO 14001 en el año 2002 y se rectifico en el año 2005, como resultado obtuvo el premio ANDESCO mejor desempeño ambiental junio de 2007.

146 Fuente: García Bustamante Iván. Gestión Ambiental en Energía-Termovalle.2007


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3.7.4.3 Caso No. 3: Nuevas tecnologías para la reducción del impacto ambiental aplicada al grupo 2 de la central térmica Litoral Almería (España)147

La Central Térmica Litoral de Almería, con la incorporación del Grupo 2, introduce nuevas tecnologías que permiten una importante reducción del impacto ambiental, estando sus emisiones por debajo de lo que permite la Normativa Comunitaria y la autorización permitida según el BOE 641/91 para el Grupo 2.

3.7.4.3.1 Reducción de emisiones de SO2 En el Grupo 2 de 550 MW de la CTLA se instaló una planta de desulfuración vía húmeda con agua del mar, con el uso de caliza como adsorbente, para adaptarse a la nueva normativa de la CEE para nuevas plantas de producción de energía eléctrica.

Esta nueva normativa limita la emisión a los valores siguientes:

Tabla 3-64 Comparación de Emisiones Antes y Después del Proyecto

ANTES AHORA

SO2 5,500 800 mg/m3 N

NOx -- 650 mg/m3 N

Partículas 250 50mg/m3 N

Antes del proyecto del nuevo grupo, en el Grupo 1 de la CTLA, se experimentaron otros procesos de desulfuración:

Así se estuvo experimentando con un proyecto de desulfuración de gases por inyección de caliza en el hogar, también se utilizó hidróxido cálcico. De los resultados y pruebas realizadas se comprobó que el grado máximo de desulfuración fue entre un 20 y 25 %; como la normativa de emisiones de SO2 era de 800 mg/Nm3, quedándose en el entorno de ese valor pero con buen criterio se decidió tener un margen mayor de desulfuración que permitiera utilizar una gama más amplia de carbones, por ese motivo se decidió por un proceso vía húmeda con agua de mar.

3.7.4.3.2 Partículas Para el caso de partículas se instalarán precipitadores electrostáticos de alta eficacia superior al 99% y gran superficie colectora.

3.7.4.3.3 Tratamiento de aguas residuales Las aguas residuales están representadas por; a) El filtrado que se produce en la deshidratación de yeso y b) El rebose de la instalación de hidrociclones. El filtrado se caracteriza por una reacción ácida, con valores de pH entre 4 y 5, así como por la presencia de impurezas como cloruro cálcico, sulfato cálcico e iones metálicos. Por ello, la

147 Segundo Fernández Aguilera. Ingeniero Industrial. Director Central Térmica Litoral Almería


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FGD dispone a su vez de una planta de tratamiento de aguas residuales, en donde se realizan los siguientes procesos:

Neutralización y precipitación de metales pesados.

Floculación y decantación.

Deshidratación de lodos.

Filtros de arena.

Eliminación de cloruros de las aguas residuales.

Eliminación de sulfatos en el agua.

Después de todo el proceso el agua queda perfectamente apta para realizar su vertido al mar. El subproducto de la desulfuración, el yeso una vez lavado para eliminar los cloruros debido al uso del agua de mar, podrá ser comercializado.

3.7.4.3.4 Reducción de emisiones de NOx Quemadores de bajo NOx (NO, NO2). La normativa aplicable para el Grupo 2 en lo que se refiere a las emisiones de NOx, se fija según el BOE 646/91, con base en la nueva normativa comunitaria y se establece en 650 mg/m3N.

Para conseguir ese límite de emisión se evalúa incorporar en el nuevo Grupo 2 unos quemadores de bajo NOx. La producción del NOx en la combustión se produce al reaccionar a alta temperatura (> 1400º C), el O2 y el N2 del aire; por tanto para reducir estas emisiones es necesario controlar la temperatura de la combustión, y además, la combustión es conveniente realizarla en dos etapas, produciendo una combustión en condiciones subestequiométrica. Para controlar la temperatura el conjunto de los quemadores dispone de un sistema de inclinación de ± 30º, lo que permite desplazar la bola de fuego hacia arriba o hacia abajo; además en la parte superior del conjunto de quemadores lleva una entrada de aire auxiliar (sobre fuego) que permite enfriar la zona de combustión y además; sobre la caja de quemadores lleva un conjunto de boquilla de aire sobre fuego que a su vez y de forma independiente permite desplazar su posición a derecha o izquierda pudiendo desplazar la bola de fuego (SOFA).

Alrededor de los quemadores se dispone de una entrada de aire secundario para la combustión, es posible modificar la apertura de estos damper permitiendo una entrada mayor o menor de aire (CCOFA). Superando el tiempo de residencia por debajo de las condiciones necesarias de estoquiometría, se consigue una importante reducción de NOx, posteriormente con una inyección mayor de aire se produce una post combustión rica en O2. El efecto de introducir aire frío para controlar la producción de NOx, puede producir inquemados y por consiguiente una reducción del rendimiento de la caldera. Para compensar esta situación, se utilizan molinos de gran capacidad, que junto con unos clasificadores rotativos permiten una mayor finura en la molienda del carbón, esta mayor finura permite que al tener más superficie de contacto con el comburente la reacción de combustión se favorezca, permitiendo por otra parte quemar mejor cada partícula de carbón.


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3.7.4.3.5 Reducción de Vertidos. Cenicero Seco Una de las grandes innovaciones tecnológicas en el Grupo 2 es la instalación del cenicero seco para la extracción de escorias procedentes de la combustión del carbón.

La escoria cae sobre la parrilla y es transportada sobre ella a una velocidad variable de 5 a 15 cm/seg que se consigue mediante un motor de frecuencia variable, esta escoria llega a una trituradora primaria. La capacidad del diseño del cenicero es de 12,84 T/h, si bien puede transportar hasta 25 T/h, variando la altura de la capa de transporte o la velocidad. La altura de la escoria en la banda transportadora, para las condiciones de diseño será de 8 cm. Los trituradores primarios tienen una capacidad de 150 T/h. Estos trituradores descargan sobre un post-enfriador que transporta la escoria hasta los trituradores secundarios y desde aquí hasta las tolvas de transferencia. El post-enfriador y los trituradores secundarios, tienen una capacidad de diseño igual a la del cenicero. Existen dos trituradores secundarios, uno de reserva del otro, así como dos tanques de transferencia.

La parte inferior del cenicero y el post enfriador, tienen una boca de toma de aire, absorbido por el tiro del hogar, el aire penetra por ellos y entra por las placas del transportador a contracorriente con la escoria, enfriando la misma y consumiendo parte de los inquemados. Ante un problema en la cadena o en el sistema de trituración primario, se cierran las compuertas de aislamiento del cenicero.

La tolva tiene una capacidad para almacenar la escoria producida en la caldera durante 8 h., esto permite que una vez solventada la avería, se podrán abrir las compuertas una a una hasta la evacuación total.

Las ventajas que presenta un cenicero seco respecto al húmedo son las siguientes:

En las calderas instaladas en la CTLA que queman carbones importados con un bajo porcentaje de escorias (5 %), al ser muy fina, es necesario, un volumen muy grande de agua para poder arrastrar los finos hacia la balsa de decantación. Además generan unos vertimientos con un nivel de salidas en suspensión elevado que a veces es muy difícil reducir, estando en el límite de la legislación de vertimientos, generando además un alto consumo en auxiliares. Esto no ocurriría con un cenicero seco.

Al utilizar para el barrido de la escoria el agua de mar, ésta produce fuertes corrosiones en el cenicero húmedo del Grupo 1, por lo que se ha tenido que cambiar tuberías y válvulas a otro tipo de material inoxidable y PVC.

Los cierres del cenicero húmedo, tanto la chapa como la malla del cierre y en el refractario de las tolvas presenta deformaciones que necesitan un fuerte mantenimiento, además, en los tubos de pared de agua, que forma el techo del canal de sellado presenta una costra de sal debido a las salpicaduras, produciéndose corrosión en los tubos.

Todas estas son las desventajas que tiene el cenicero húmedo en el Grupo 1 y que en el Grupo 2 al ser seco no las tiene. Además, el cenicero seco del Grupo 2, al sacar la escoria fina y seca, ésta se transporta hasta el silo de cenizas pudiéndose comercializar, por lo que se obtiene una ventaja adicional.


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Otra ventaja muy importante del cenicero seco, es que los inquemados que lleva la escoria, al caer sobre la parrilla y recibir el aire de la parte inferior del cenicero y el post cooler, se produce una post combustión de esos inquemados aprovechando su capacidad térmica y mejora del rendimiento.

3.7.4.4 Caso No. 4: Planta Wabash River IGCC (Capacidad de la planta 262 MWe)

La siguiente tabla muestra las emisiones generadas por una planta con tecnología IGCC.

Tabla 3-65 Emisiones de la Planta Wabash River IGCC148

EMISIONES PARA LA PLANTA IGCC WABASH RIVER Emisiones, lb/MWh SO2 NOx CO PM - 10 VOCUnidad Pre - repotenciada 38.20 9.30 0.64 0.85 0.030IGCC 1.35 1.09 0.37 ND* 0.020Emisiones, lb/MBTU SO2 NOx CO PM - 10 VOCUnidad Pre - repotenciada 3.10 0.80 0.05 0.07 0.003IGCC 0.10 0.15 0.03 ND* 0.003

Las emisiones atmosféricas de IGCC son significativamente menores en comparación con una planta repotenciada lo cual se ve reflejado en el mejoramiento de la calidad de aire.

Como resultado de todo ello podemos afirmar y las estadísticas del sector eléctrico y que publica UNESA lo confirman, que la Central Térmica Litoral de Almería es la que tiene el mejor consumo específico (mejor rendimiento) entre todas las Centrales Térmicas de Carbón nacional e importado, así como de las Centrales de Fuel Oil y las de Gas.

De acuerdo con lo presentado anteriormente se concluye que existe una amplia gama de tecnologías para la remoción de los diferentes contaminantes generados por la combustión del carbón. Estos sistemas presentan un amplio rango en cuanto a eficiencias y costos.

A continuación se presenta un resumen de las principales características de los diferentes sistemas de control presentados anteriormente.

148 Fuente: The US Department of Energy and Wabash River Coal Gasificatión Project Joint Venture


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Tabla 3-66 Características de las tecnologías limpias149

Tecnología %SO2 removido

%Medio

% NOx removido

%Medio

% Partículas removido

%Medio

Limpieza física del carbón 10-40 25 N.A. 30-60 ceniza volantes 45

Limpieza avanzada del carbón 30-70 50 N.A. Hasta 70 de cenizas

volantes 50

Quemadores de bajo NOx N.A. 30-60 45 N.A.

Inyección de sorbente 30-60 45 N.A. N.A.

Inyección de polvo Pre ESP 30-70 50 N.A. N.A. Pos ESP 70--90 80 N.A. N.A.

WFDG 90-99 95 N.A. % depende de la

configuración ESP-FDG

DFDG 70-90 80 N.A. N.A. SNCR N.A. 35-60 45 N.A. SCR N.A. 70-90 80 N.A. SOx/NOx 80-95 90 80-90 85 Según tecnología ESP avanzado N.A. N.A. Hasta 99,9 99 Filtro de mangas N.A. N.A. Hasta 99,9 99 Limpieza del gas caliente N.A. N.A. Hasta 99,9 99

AFBC 70-95 85 50-80 65 N.A. PFBC 80-95 90 50-80 65 N.A. IGCC 90 -99,9 99 60-90 70 N.A.

Tabla 3-67 Características de operación de los colectores de partículas150

Clase general Tipo específico Capacidad típica

Colectores mecánicos Cámara de sedimentación 15-25 pie3/min por pie3 de volumen de la cámara

Mampara 100 – 3500 pie3/min por pie2 de área de entrada

Ciclones de alta eficiencia 2,500—3,500 pie3/min por pie2 de área de entrada

Filtros de tela Automáticos 1-6 pie3/min por mpie2 de área de tela

Lavadores húmedos Mampara de impacto 400-600 pie3/min por pie2 de área de la mampara

Torre empacada 500-700 pie3/min por pie2 de área transversal del lecho

Ventura 6,000-30,000 pie3/min por pie2 del área de la garganta

Precipitadores electrostáticos Seco de un solo cuerpo 2-8 pie3/min por pie2 del área colectora

del electrodo

Húmedo (lavador de gotas de entrada)

5-15 pie3/min por pie2 de área colectora del electrodo

149 Fuente: Clean Coal Technologies for Developing Countries 150 Fuente: Wark. Warner. Contaminación del Aire. Origen y Control. 1999


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En el Anexo No. 4 se presentan las Fichas Técnicas de los principales equipos que se ofrecen en el mercado para el control de la contaminación ambiental de la generación térmica de electricidad y corresponden a los grupos de tecnologías presentadas de Pre, In Situ y Postcombustión.

En la siguiente tabla se presenta la percepción que sobre el comportamiento ambiental de las tecnologías PC e IGCC han alcanzado algunos investigadores sobre estas.

Tabla 3-68 Proyecciones de comportamiento ambiental de las IGCC y PC151

Presente 2010-2015 2025-2025 Wabash IGCC

Polk IGCC NGCC

PC IGCC PC IGCC PC IGCC CO2 sin captura kg/MWh

722-941 682-846 Reducción

20% 344-364

CO2con captura kg/MWh

59-148 70-152 40-63

SO2 para el carbón especifico ng/J

198-1462 43 4.5-5 4.5-5 <1 similar a

NGCC 51.6 64.5 0-0.7

NOxng/J 219-258 64 4-5 <4 64.5 116.2 5

Mercurio % remoción n/a 50 70-

90 >90 0.0019(ng/J) 0.022 (ng/J) 0

PM10 y PM 2,5 (ng/J) 15-30 5 2-3 <2 5.2 6.5 2

VOCs (mg/Nm3 gas)

1/150 de lo

permitido 1 <1 11.3(ng/J) 1

Descenso de la eficiencia para remover el 90% de CO2

7-12 6-8 4-7 4-5 2-4 2-3 7.4

De la anterior comparación se observa que el GN es el de menor impacto ambiental y que el IGCC es bastante superior al PC; y el IGCC ofrece la ventaja adicional de la fácil y económica captura del CO2.

3.8 COMPARACIÓN DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN CON CARBÓN

La tabla siguiente presenta la comparación de los principales parámetros e indicadores técnicos y ambientales entre las tecnologías de generación de energía con base en carbón identificadas:

151 Fuente: Wong R. A comparison of combustión technologies for electricity generation, Dic 2006.


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Tabla 3-69 Comparación de parámetros para tecnologías limpias de generación de energía con base en carbón

Rango de tamaño de

unidades (MW)

Eficiencia térmica

(%)

Disponibilidad (%)

Plantas instaladas

Flexibilidad del combustible

Tiempo de construcción

Vida útil (años) Madurez USD/kW

(2007)CO2

Kg/MWhSO2

Kg/MWhNOx

Kg/MWh

USCPC 300 – 1000 45 – 47 85 15Carbones: todos los rangos4000 - 15000 Btu/lbLignitos-antracitas

3 años ND Extensa ND 773.5 4.3 14.7

Oxicombustión USC 300

Con captura CO2 comb. aire: 32% comb. O2: 33

ND 0 ND 3 años ND Pendiente comprobación ND ND ND ND

Carbones: todos los rangos4000 - 15000 Btu/lbLignitos-antracitas

1,408 - 2,086 0.8 6.6

ABFBC < 200 35 >85 >100Carbones: todos los rangos4000 - 15000 Btu/lbLignitos-antracitas

2 – 3 años >20 Extensa ND 994.5 0.8 6.6

75

Experiencia limitada ND

GA

SIFI

CA

CIÓ

N

IGCC (GEE/CoP/Shell) 250 - 300

50% con turbinas de gas

avanzadas y mayor I&D.

80 5 Carbones de alto rango10500 - 15000 Btu/lb 4 - 5 años ND Satisfactoria 2,226 - 3,400 696.1 0 4

966.9 5.4 18.4

828.7 4.7 15.8

994.5

994.5 0.6 6.6

85

Mayor Nº plantas

instaladas en el mundo

>20 ExtensaCarbones: alto rango10500 - 15000 Btu/lbAntracitas-bituminosos

3 años

Tecnología

Com

bust

ión

con

Car

bón

Pulv

eriz

ado

PC 100-600

34 - 38% Limitada por

condiciones de vapor.

SCPC 200-1300 >20 Extensa1,020 - 2,155

1,132 - 2,098

37 - 42.5 85 Carbones: todos los rangos4000 - 15000 Btu/lbLignitos-antracitas

3 años

Com

bust

ión

en F

BC

ACFBC 50-600 34.5 -38

PFBC 85 - 350

42% Se puede mejorar con mayor I&D y con ciclos de

vapor supercrítico.

>20

ND

85-95 >1200

Satisfactoria8

Extensa2 - 3 años

Carbones: todos los rangos4000 - 15000 Btu/lbCarbones de menor contenido de ceniza. Otros combustibles y biomasa. Lignitos

2 años. Para módulos prefabricados que se pueden transportar armados


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236

4 SITIOS FACTIBLES PARA DESARROLLO DE PROYECTOS DE GENERACION CON CARBON EN COLOMBIA

4.1 SELECCIÓN DE SITIOS

En el informe final del estudio de Tecnologías de generación con base en carbón, realizado por AENE para ISAGEN en el año 2004, se seleccionaron los sitios para potenciales proyectos mediante la aplicación de la metodología descrita en El Inventario de Proyectos de generación térmica a carbón realizado en 1999 por ISAGEN – ECOCARBON – UPME, y se encontraron seis sitios factibles que presentan un alto potencial para el desarrollo de proyectos de generación térmica a carbón, teniendo en cuenta la disponibilidad del recurso carbón, agua y otras características.

Dado que de la fecha de trabajo mencionado a hoy no han existido cambios significativos ni en la extracción de carbón ni en capacidades de generación térmica, se concluye que los sitios seleccionados en el documento son validos para el presente proyecto.

En la Tabla 4-1, se muestran los sitios seleccionados, el número de unidades propuestas y la capacidad de la planta por unidad152.

Tabla 4-1 Proyectos seleccionados

Región Sitio Tecnología Ciclo de Refrigeración

Número de Unidades

Capacidad por unidad (MW)

Capacidad Instalada Total

(MW) Norte de Santander NS1:GUADUAS USC sin

FGD Cerrado UNA 300 300

Cundinamarca Magdalena CM2: RIO SECO PC sin FGD Abierto UNA 150 150

Cundinamarca altiplano

CA4: COLMENARES PC sin FGD Cerrado UNA 150 150

Cesar C1: CHIRIGUANA

USC sin FGD Cerrado DOS 300 600

Antioquia A1: SINIFANA PC sin FGD Abierto UNA 150 150

La Guajira G1: ARRUCAYUI USC sin FGD Abierto DOS 300 600

A continuación se hace una presentación de cada uno de los sitios mineros correspondientes al área seleccionada.

4.1.1 Guaduas (Norte de Santander) Los yacimientos de carbón para el suministro de la térmica pertenecen a las zonas de producción minera de carbón del distrito de Zulia, que corresponde a los municipios de Cúcuta, Chinácota, Chitagá, El Zulia, Los Patios, Pamplona, Salazar, San Cayetano, Sardinata, Tibú y Villa del Rosario, localizados en el departamento de Norte de Santander.

152 Estudio actualización tecnologías de generación con base en carbón -actualización y viabilidad en Colombia. ISAGEN. Bogota, 2004


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El distrito El Zulia es el quinto productor de carbones en el país, los cuales se presentan en formaciones sedimentarias del Terciario (formaciones Cuervos y Carbonera) y son tanto de tipo térmico como metalúrgico (variedades bituminosos altos en volátiles tipo A y bituminosos altos en volátiles tipo C)153.

Según información de Ingeominas y Minercol, en el año 2002 los recursos y reservas básicas medidas de carbón se estimaron en 68 Mt, que al ritmo actual de producción permite sostener la producción durante los próximos 45 años. Su producción alcanzó en el año 2003 el volumen record de 1,3 Mt, lo cual representa un aumento del 40% frente al 2002. El gremio carbonero de la región estima que con la estructura empresarial actual se puede alcanzar una producción cercana a 1.900.000 t.

En general, el carbón de este distrito tiene dos destinos: el mercado internacional y el de consumo local. Como se muestra en la Tabla 4-2, en el año 2003 las exportaciones se acercaron al 1.1 Mt. Del volumen exportado el 67% corresponde a carbones térmicos y a los de uso metalúrgico el 33%. El consumo local está dado por Termotasajero y por las industrias productoras de ladrillo y cerámicas.

Tabla 4-2 Producción, consumo interno y exportaciones de carbón del Distrito minero El Zulia, 1998-2004154

La Tabla 4-9 muestra las características analíticas de los carbones correspondientes al distrito minero en el área de influencia del municipio donde se lo localiza la planta.

4.1.2 Rio Seco y Colmenares (Cundinamarca) Para el suministro a estas unidades térmicas se requerirán carbones del distrito minero Zipaquirá comprende las zonas de los municipios de Cogua, Cucunubá, Guachetá, Lenguazaque, Sutatausa, Tausa y Zipaquirá, en el departamento en Cundinamarca.

Los carbones de este distrito se encuentran en la Formación Guaduas ubicada en el límite cretáceo - terciario. Los yacimientos de mayor interés están localizados en una gran estructura denominada sinclinal Checua - Lenguazaque, que se extiende desde Cogua hasta Samacá153. Las reservas medidas de carbón que este distrito poseía en 2002 estaban distribuidas de la siguiente manera:

153 Distrito minero, exportaciones e infraestructura de transporte. UPME 2005. 154 UPME, Estadísticas Minero Energéticas, 1994 - 2004

AÑO 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Producción (kt) 960 787 760 929 906 1,600 1,283

Consumo aparente (kt) 440 262 336 57 249 531 210

Exportaciones (kt) 520 525 424 872 657 1,069 1,073


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Tabla 4-3 Recursos y reservas básicas medidas de carbón, distrito minero Zipaquirá, 2002153

SECTORES CARBÓN (T) %

Zipaquirá Neusa 1,640,000 0.7

Guataviata-Sesquilé-Chocontá 21,900,000 9.4

Checua-Lenguazaque 176,110,000 75.7

Suesca-Albarracin 32,920,000 14.2

Total 232,570,000 100.0

La mayor cantidad de carbón térmico de este distrito está destinada al mercado regional. Otra parte (aproximadamente 375 kt en 2002) se destina a satisfacer la demanda de la industria en el Valle del Cauca, Tolima y Antioquia. El carbón coquizable es utilizado en su mayoría para producir coque, el cual se destina al mercado nacional e internacional. En el año 2002 se exportaron 455 kt de coque principalmente a Perú, México y Estados Unidos. La Tabla 4-9, muestra las características y disponibilidad de carbón en su zona.

4.1.3 Chiriguana (Cesar) El carbón para la térmica se suministrará del distrito que se ubica en la parte central del departamento del Cesar en jurisdicción de los municipios de Becerril, El Paso, Codazzi, La Jagua y La Loma. Su actividad minera está centrada en la explotación de los mantos de carbón que se encuentran en la Formación Los Cuervos. Desde el punto de vista geológico estructural en este distrito se tienen tres zonas diferentes: La Jagua de Ibirico, constituida por el sinclinal del mismo nombre, y el Alto de Becerril y La Loma, donde existen tres grandes estructuras conocidas como los sinclinales de El Descanso, La Loma y El Boquerón.

El sistema de explotación prevaleciente en este distrito es el de cielo abierto, pero también se aplica el subterráneo. En el año 2003 su producción total alcanzó la cifra de 21.2 Mt, repartidas así: en La Loma la explotación de Drummond aportó el 77,4%, Carbones del Caribe 10,9%, Carboandes 6,6% y el Consorcio Minero Unido 4%. El distrito en conjunto aportó el 42% del total del carbón explotado en el país. Los carbones producidos en este distrito son destinados casi en su totalidad a mercados externos y sólo 400,000 t se destinan para el consumo de las plantas productoras de cemento en Barranquilla y Cartagena. Las reservas medidas de carbón en el distrito llegan a 2,045 Mt y su distribución por áreas productoras, es la siguiente:

• El área de La Jagua se encuentra localizada en el municipio de la Jagua de Ibirico y tiene una extensión aproximada de 24 km2. Las reservas medidas en esta área son de 258 Mt y en ella están localizadas las explotaciones de mediana escala, con producciones actuales entre un millón y 2.5 Mt, que adelantan las empresas colombianas, Carbones del Caribe S.A., Carboandes S.A., y el Consorcio Minero Unido S.A.


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• El área de La Loma, ubicada en los municipios de Chiriguaná, Becerril, El Paso (con su corregimiento La Loma) y La Jagua de Ibirico, tiene una extensión aproximada de 570 km2. Las reservas medidas de esta área se encuentran en: La Loma 460 Mt; El Descanso 800 Mt a cielo abierto y 700 Mt en minería subterránea; Similoa & Rincón Hondo 120 Mt y Sororia 12 Mt. En ésta área, en el sector del Boquerón, se encuentra la explotación a cielo abierto de la mina Pribbenow de la compañía Drummond, la cual es por su tamaño la segunda del país, con una producción que en el 2003 superó los 16 Mt (ver Tabla 4-4). En el sector de La Loma también se encuentran los bloques de El Hatillo y Calenturitas. En los sectores del Descanso y Rincón Hondo, se adelantan estudios que permitirán establecer el tipo de proyectos que se puedan desarrollar.

Tabla 4-4 Producción de carbón térmico en el distrito minero La Jagua, 1998-2004 (kt)155

EMPRESA 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 La loma Drummond 6,080 7,109 8,874 12,336 12,967 16,363 20,454 Carboandes 1,100 826 285 314 798 1,423 394 Carbones del Caribe 1,400 1,265 2,020 1,916 1,723 2,310 2,387 Consorcio Minero unido 710 594 750 713 810 1,023 1,071

Otros 7 - 100 106 129 33 722 Total 9,297 9,794 12,029 15,385 16,427 21,152 25,028

Conforme a los planes de expansión planteados por Drummond y por las empresas Carbones del Caribe, Carboandes y el Consorcio Minero Unido, durante el período 2004-2010 el volumen de producción podría ascender a 193.4 Mt, con un promedio anual de 27.6 Mt. Estas proyecciones sugieren que a partir del año 2008 la región se convertiría en líder de la producción carbonífera en Colombia, con un volumen anual de 29.6 Mt que se incrementaría a 34.8 Mt en el 2010153.

El carbón, su disponibilidad y características (ver Tabla 4-9) permiten asegurar la construcción de las unidades proyectadas sin problemas de suministro

4.1.4 Sinifana (Antioquia) Los yacimientos de carbón de este distrito están ubicados en la llamada cuenca de la Sinifaná (antes conocida como subzona Amagá - Venecia - Albania), dentro de la Formación Amagá de edad terciaria. Estos carbones son térmicos y se clasifican como sub-bituminosos tipo A. Localmente están afectados por silos andesíticos, cambiando puntualmente su rango a carbones antracíticos153. De acuerdo con los registros de Minercol e Ingeominas, para el año 2002 las reservas medidas de carbón eran de 90,060 kt, cuya distribución por municipios se ilustra en la tabla siguiente:

155 Memorias al Congreso de la República 2004 – 2005, Ministerio de Minas y Energía


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Tabla 4-5 Reservas de carbón en el distrito minero Amagá – Medellín

SECTORES CARBÓN (T) % Amagá Angelópolis 11,840 13.1 Fredonia 8,940 9.9 Tiribití 11,330 12.9 Venecia 57,950 64.3 Total 90,060 100.0

La producción de carbón en este distrito fue en 2002 de 629.22 kt (ver Tabla 4-6). No obstante, conforme a la producción histórica del departamento en el periodo comprendido de 1994-2002, se estima que la capacidad de producción instalada es de 1,139 kt/año.

Tabla 4-6 Producción de carbón en el distrito minero Amagá – Medellín, 2002

SECTORES CARBÓN (T) Amagá Angelópolis 11,840 Amagá 380,760 Angelòpolis 28,800 Fredonia 72,600 Tiribití 120,540 Venecia 26,520 Total 629,220

Según los registros de Minercol, la escala de producción de las minas de carbón de este distrito se ilustra con los siguientes indicadores:

• La empresa Industrial Hullera S.A., supera el nivel de producción de 150 kt/año.

• Cuatro compañías: Carbones San Fernando S.A., Carbones Nechí S.A., Carbones y Minerales S.A. y la Mina La Margarita Ltda., producen más de 60 kt/ año.

• Siete empresas producen más de 10 kt/año.

• Catorce empresas producen más de 1 kt/año.

El 75% del carbón térmico producido en este distrito lo consumen plantas cementeras y otras industrias de la región. El 25% restante se destina a la industria del Valle del Cauca y ocasionalmente se exportan pequeños volúmenes por Buenaventura, por ejemplo, en el año 2003 se exportaron 10 kt153.

La Tabla 4-9, muestra los datos actualizados de la disponibilidad de carbón en su zona, localización, reservas, consumo regional y precio.


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4.1.5 Arrucayui (La Guajira) El distrito de Barrancas cuenta con reservas de carbón del orden de 3,933.3 Mt y registra una producción que en el año 2003 alcanzó la cifra de 22.6 Mt, la cual se destinó en su totalidad al mercado internacional (ver Tabla 4-7).

La operación minera en los tres bloques ya mencionados la desarrollan las siguientes empresas

• El área Cerrejón Zona Norte operan Carbones del Cerrejón LLC, empresa del consorcio integrado por compañías subsidiarias de BHP Billiton, Anglo American Plc y Glencore International AG, multinacionales reconocidas en el mercado internacional de minerales y metales. El área tiene reservas medidas de 3.000 Mt de carbones bituminosos altos en volátiles tipo B, hasta una profundidad de 300 m. La explotación se hace a cielo abierto con una producción que en 2003 alcanzó 16,5 Mt, equivalente al 72,8% de la producción total del distrito.

• El área Cerrejón Zona Central, localizada al suroeste del Cerrejón Zona Norte, tiene una extensión de 100 km2. Está dividida en tres sectores: sector Patilla, sector Sarahita y sector Oreganal - El Descanso. Las reservas medidas ascienden a 670 Mt de carbones bituminosos altos en volátiles tipo B. En el 2001 el área le fue adjudicada mediante concurso público, al consorcio propietario de la empresa Carbones del Cerrejón LLC. Adicional a la explotación minera integral que adelanta esta compañía, existe la operación de la mina Caypa en el área de La Comunidad del Cerrejón, que tiene contrato de explotación con Carbones Colombianos del Cerrejón S.A., en un área de 300 ha. Esta mina posee reservas por 76 Mt de mineral a una profundidad de 250 metros. Su producción en 2003 fue de 6.1 Mt, de las cuales 5.3 Mt correspondieron a Carbones del Cerrejón LLC y 800 kt a Carbones Colombianos del Cerrejón S.A., operador del área de la Comunidad.

Tabla 4-7 Producción de carbón distrito Barrancas, 1998-2004153

• El área Cerrejón Zona Sur, situada al sur del río Palomino, tiene una extensión de aproximadamente 325 km2. Esta área se encuentra actualmente en periodo de exploración y los resultados obtenidos muestran que los niveles de carbón se encuentran cubiertos por un aluvión de 140 m de espesor. El contrato de

PROYECTO 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Zona norte 15,509 17,148 18,400 19,405 15,035 16,461 20,458 Carbones Colombianos del Cerrejón 1,180 800 800 800 833 800 601

Carbones del Cerrejón 3,160 1,200 2,900 3000 1,625 1,857 2,307 Carbones del Cerrejón Oreganal 584 1,113 1,181

Consorcio Cerrejón Patilla 2,353 5,784 Total 19,849 19,548 22,100 23,205 18,077 22,584 24,547


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exploración de esta área le fue adjudicado por licitación al consorcio internacional de empresas subsidiarias de Glencore, Anglo American y BHP Billiton153.

La proyección de la oferta de carbón en el distrito minero Barrancas que se indica a continuación, Tabla 4-8, es un consolidado de las proyecciones de las empresas que trabajan en la zona:

Tabla 4-8 Proyección de oferta de carbón del distrito minero Barrancas, 2004-2010 (Mt)153

PRODUCTO MINERO

2003 REAL 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Carbón 22.6 25.7 27.0 28.0 29.0 30.0 30.0 30.0

La Tabla 4-9, muestra los datos actualizados de la disponibilidad de carbón en su zona, la cual incluye, localización, reservas, consumo regional pertinente, calidad y precio de carbón.


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Tabla 4-9 Características analíticas de los carbones y principales variables por Proyecto152

Localización Municipio San Cayetano Honda Chiriguaná Venecia Uribia Departamento Norte de Santander Tolima Cesar Antioquia Guajira

Proyecto U1 -Guaduas U2 – Río Seco*

U3 – Colmenares* U4 - Chiriguaná U5 - Sinifaná U6 - Arrucayui

Número de unidades y capacidad unitaria en MW 1x300 1x150 2x300 1x150 2x300

Reservas de Carbón (Millones de toneladas)

Medidas 123.05 234.08 2045.14 90.06 3,933.30

Indicadas 323.05 638.12 1624.32 225.83 448.80

Inferidas 383.73 537.60 2060.21 132.40 127.50

Exportaciones del Departamento -2003 (toneladas) 1,027,960.00 829,000.00 19,946,000.00 99,480.00 23,330,000.00

Calidad típica

Humedad (%) 3.30 3.90 10.30 10.00 11.90

Ceniza (%) 9.30 13.30 5.60 9.50 7.00

Materia Volátil (%) 34.40 32.60 36.80 37.00 33.40

Azufre (%) 0.98 0.77 0.59 0.71 0.70

Poder Calorífico Superior (Btu/Lb) 13,194.00 12,265.00 11,620.00 10,684.00 11,770

Carbono (%) 79.69 74.72 65.45 63.41 66.25

Hidrogeno (%) 5.82 5.15 5.26 4.94 3.59

Nitrógeno (%) 1.75 1.6 1.33 1.52 1.37

Cloro (%) ND N.D 0.02 0.01 0.03

Oxigeno (%) 7.17 6.94 10.14 14.13 9.48

Forma de azufre Pirítico (%) 0.08 0,18 0.24 0.02 0.11

Sulfato (%) 0.03 0,04 0.02 0.05 0.04

Orgánico (%) 0.58 0,56 0.46 0.41 0.28

Precio del carbón 2007 $/t 62,000 70,000 Térmico 73,109 70,000 82,500

Distancia a Central – estimado (km) 150 30.00

Precio transporte terrestre – estimado ($/t.km) 100 100.00

*Se tomaron los datos de valores típicos de calidad de la zona Suesca-Albarracín, toda vez que el carbón correspondiente tiene mayor característica térmica que el de la zona Checua-Lenguazaque. La distancia estimada para el transporte terrestre del carbón, corresponde al tramo Zipaquirá-Honda


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4.2 ANÁLISIS AMBIENTAL PARA LOS SITIOS SELECCIONADOS POR TECNOLOGÍAS APLICABLES EN COLOMBIA

Teniendo en cuenta los avances tecnológicos y los cambios en la normatividad ambiental, a continuación se presenta un resumen de la sensibilización de los diferentes sitios seleccionados con las tecnologías que se consideran técnicamente más aplicables en Colombia como son: Carbón Pulverizado (Supercrítica, Ultra supercrítica), Lecho fluidizado atmosférico (AFBC) y Ciclo combinado integrado con gasificación de carbón (IGCC).

Como la principal preocupación ambiental respecto a estos procesos de generación se centra en las emisiones y de manera especial de CO2, SO2 y NOx, se efectúan balances para establecer las emisiones de estos compuestos.

Como factor de seguridad en los cálculos se asume que todo el azufre y todo el nitrógeno presente en el carbón se emiten en forma de SO2 y NOx respectivamente.

Como la tecnología de precombustión y postcombustión para la remoción de contaminantes de los gases de combustión es aplicable a cualquiera de las tecnologías de combustión, el análisis se hace sin incorporar lavado de gases (FDG), ni tecnologías de bajo NOx de manera tal que se pueda establecer la necesidad o no de incorporar al proceso estas tecnologías.

Para el análisis como la normatividad colombiana no regula estos contaminantes, y teniendo en cuenta el ámbito internacional de este tipo de proyectos, se tiene la normatividad de la EPA y la del WB presentadas anteriormente.

Para facilitar el análisis en las tablas de resultados se presentan en color rojo las que incumplen la normatividad EPA y en amarillo las que incumplen la normatividad de WB. Los resultados se presentan en las Tablas 4- 10 a 4 – 14.

Un análisis general de los resultados permite concluir que dada la calidad de los carbones colombianos en cuanto a contenido de azufre la mayoría de las tecnologías se pueden implementar complementándolas con tecnologías de post-combustión tal como FDG. La verdadera dificultad está en cumplir la normatividad respecto a las emisiones de NOx pues únicamente el proyecto de Norte de Santander con la tecnología IGCC cumple las normas EPA al límite 0,6 lb/MBTU, los demás proyectos están bastante lejos de la normatividad en cifras superiores del doble y hasta siete veces el valor de la norma, por lo que es un tema que se debe estudiar a fondo en el momento de hacer una selección tanto de tecnología como de localización.


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Tabla 4-10 Cálculo de emisiones potenciales Guaduas

Termoeléctrica Norte de Santander Proyecto Guaduas Municipio San Cayetano Capacidad 300 MW Unidades 1

Supercrítica

Emisiones Generación por Consumo de combustible

kg/MWh kg/MKcal lb/MBTU mg/Nm3

CO2 724.45 352.95 179.67 309,270 SO2 5.85 2.85 1.45 2,495 NO2 13.42 6.54 3.33 5,731

Ultra Supercrítica



CO2 676 329.42 167.69 288,652 SO2 5 2.66 1.35 2,329 NO2 13 6.10 3.11 5,349

AFBC



CO2 869 423.54 215.60 371,124 SO2 1 0.51 0.26 449 NO2 6 2.75 1.40 2,407

IGCC



CO2 609 296.48 150.92 259,787 SO2 0 0.02 0.01 21 NO2 3 1.65 0.60 1,444

En este proyecto las tecnologías de carbón pulverizado no cumplen con el parámetro de SO2 frente a las dos normatividades, en tanto que AFBC e IGCC si lo hacen con bastante amplitud, con 0,26 y 0,01 lb/MBTU respectivamente para norma EPA (Norma 1,2 lb/MBTU) y 449 y 21 mg/Nm3 para WB (Norma 2000 mg/Nm3). En cuanto a emisiones de NOx solamente IGCC cumple la norma EPA, los demás incumplen tanto EPA como WB.


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Tabla 4-11 Cálculo de emisiones potenciales Colmenares156

Termoeléctrica Cundinamarca - Colmenares Proyecto Colmenares Municipio Zipaquira Capacidad 150 MW Unidades 1

Supercrítica


kg/MWh kg/MKcal lb/MBTU mg/Nm3 CO2 784.18 382.05 194.48 303,574SO2 4.97 2.42 1.23 1,925NO2 14.53 7.08 3.60 5,625

Ultra Supercrítica


kg/MWh kg/MKcal lb/MBTU mg/Nm3 CO2 732 356.58 181.52 283,336SO2 5 2.26 1.15 1,796NO2 14 6.61 3.36 5,250

AFBC


kg/MWh kg/MKcal lb/MBTU mg/Nm3 CO2 941 458.46 233.38 364,289SO2 1 0.44 0.22 346NO2 6 2.97 1.51 2,363

IGCC


kg/MWh kg/MKcal lb/MBTU mg/Nm3 CO2 659 320.93 163.36 255,002SO2 0 0.02 0.01 16

NO2 4 1.78 0.65 1,418

En este proyecto frente a las normas EPA por emisiones de SO2 cumplen todas excepto la Supercrítica que aunque por fuera del límite máximo está muy cerca del 1.23 frente a 1.2 lb/MBTU, lo que hace pensar que con una pequeña remoción esta dentro de norma, frente a la WB este parámetro es cumplido por, todas las tecnologías, en cuanto a emisiones de NOx todas incumplen frente a las dos normatividades siendo la más cercana IGCC con 0.65 frente a 0.6 lb/MBTU de la norma.



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Tabla 4-12 Cálculo de emisiones potenciales Rioseco157

Termoeléctrica Cundinamarca - Tolima Proyecto Rioseco Municipio Honda Capacidad 150 MW Unidades 1

Supercrítica



Ultra Supercrítica



AFBC



IGCC



Los resultados para este proyecto son los mismos que para el proyecto anterior ya que los análisis reportados para el carbón son los mismos.



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Tabla 4-13 Cálculo de emisiones potenciales Chiriguana158

Termoeléctrica Cesar Proyecto ChiriguanaMunicipio ChiriguanaCapacidad 300 MW Unidades 2

Supercrítica

Emisiones Generación por Consumo de combustible kg/MWh kg/MKcal lb/MBTU mg/Nm3

CO2 886.77 432.03 219.92 302,846SO2 4.31 2.10 1.07 1,471NO2 16.43 8.01 4.08 5,612

Ultra Supercrítica



AFBC


kg/MWh kg/MKcal lb/MBTU mg/Nm3 CO2 1,064 518.44 263.91 363,415SO2 1 0.38 0.19 265NO2 7 3.36 1.71 2,357

IGCC



La situación de este proyecto y dada la similitud de estos carbones con los de la guajira, su evaluación arroja resultados equivalentes, por lo que las recomendaciones son las mismas para ambos proyectos.



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Tabla 4-14 Cálculo de emisiones potenciales Sinifana159

Termoeléctrica Antioquia Proyecto SinifanaMunicipio VeneciaCapacidad 150 MW Unidades 1

Supercrítica

Emisiones Generación Por Consumo de combustible kg/MWh kg/MKcal lb/MBTU mg/Nm3

CO2 920.03 448.24 228.17 280,097SO2 5.62 2.74 1.39 1,711NO2 19.76 9.63 4.90 6,017

Ultra Supercrítica



AFBC



IGCC



Frente a la normatividad EPA únicamente AFBC e IGCC cumplen en cuanto a emisiones de SO2 sin necesidad de FDG, las Supercrítica y Ultrasupercrítica deben implementar FDG, en cuanto a NOX todas incumplen siendo la más cercana a la norma la IGCC con 0,88 lb/MBTU lo que establece la necesidad de operar con quemadores de bajo NOX. En cuanto las normas WB se observa que todas cumplen con el límite máximo para SO2, pero igualmente ninguna cumple con NOX, lo que confirma la necesidad de los quemadores bajos NOX.



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Tabla 4-15 Cálculo de emisiones potenciales Arrucayui160

Termoeléctrica La Guajira Proyecto ArrucayuiMunicipio UrbillaCapacidad 300 MW Unidades 2

Supercrítica



Ultra Supercrítica

Emisiones Generación por Consumo de combustible kg/MWh kg/MKcal lb/MBTU mg/Nm3

CO2 832 405.32 206.33 278,600SO2 5 2.34 1.19 1,606NO2 15 7.51 3.82 5,163

AFBC



IGCC



Dado el bajo contenido de azufre del carbón prácticamente todas cumplen con los requerimiento EPA en cuanto a emisiones de SO2, únicamente la supercrítica debe hacer una ligera remoción para bajar de 1,27 a 1,2 lb/MBTU, en lo referente a NOx ninguna cumple siendo la más cercana a la norma la IGCC con 0.74, frente a las normas WB todas cumplen con SO2, y ninguna con NOx por lo que los procesos se deben complementar con sistemas de remoción de NOx.

4.3 EVALUACIÓN DE LOS PROYECTOS SELECCIONADOS FRENTE A LA NORMATIVIDAD AMBIENTAL

A continuación se presenta el análisis de los sitios de expansión frente a la normatividad ambiental, para ello se comparan las emisiones calculadas para los sitios propuestos con cada una de las tecnologías seleccionadas con las emisiones permitidas por la normatividad ambiental nacional e internacional, como referencia internacional se tienen a 160 Fuente: Elaborado por el Consultor


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la EPA y a WB, en cuanto a la nacional se evalúan frente a la normatividad vigente (Decreto 02 del 1982) y a la modificación que está en estudio por parte del MAVDT y que se prevee que empiece a regir en el año 2008, por lo que es importante tenerla en cuenta pues en un futuro cercano todos los proyectos se deben regir por esta nueva normatividad.

Para la evaluación frente a la normatividad ambiental Colombiana vigente, que regula únicamente las emisiones de material particulado en términos de consumo de calor expresado en Mkcal/h o por producción en ton/h se adopta la primera metodología, asumiendo que todos los proyectos están ubicados en área rural, aunque la norma establece una corrección por altitud. En nuestro caso no se aplico por no tener disponibles los datos de altitud para cada uno de los sitios seleccionados y no se considero crítica esta corrección ya que ella afectaría por igual a todas las tecnologías.

La norma establece tres niveles de consumo de calor y de acuerdo a él, fija el nivel de emisiones permitido. Para el cálculo del consumo de calor se tomo la potencia instalada y se evaluó el calor requerido para operar la planta al 100%. La Tabla 4-16 muestra los criterios de la norma para las emisiones de material particulado para zona rural. Para los casos de estudio de acuerdo a la producción se tomo el segundo reglón de la tabla.

Las emisiones de material particulado se calcularon por medio de los factores de emisión de la EPA.

La Tabla 4-29 a Tabla 4-20 presentan los requerimientos de remoción para dar cumplimiento a cada una de las normatividades de referencia, en ellas se presentan los resultados en términos de las unidades de cada una de las normatividades como en porcentaje de remoción requerido. En estas tablas los valores positivos indican la cantidad y el porcentaje a remover, valores de cero indican que se cumple con la normatividad correspondiente y que no se requiere remoción y los valores negativos indican el porcentaje de cumplimiento bajo la norma (se presentan sombreados en color verde).

Tabla 4-16 Normatividad Colombiana para emisiones de fuentes fijas área rural161

Zona Rural

Emisión Permitida (E)kg/Mkcal

Producción (P) Mkcal/h

E = 3.0 P <= 10

E = 6.29 *P-0,321 10 < P < 1500

E = 0.6 1500 <= 1500

Así para plantas con capacidad instalada de 150 Mw P= 129 Mkcal/h y para las de 300 Mw P = 259 Mkcal/h. y la emisión permitida es de 1,32 y 1,06 kg/Mkcal respectivamente.

La Tabla 4 – 17 presenta un resumen de la normatividad ambiental referenciada y que se emplea en el estudio para evaluar las tecnologías propuestas con los carbones de los sitios seleccionados.

161 Fuente: Combustión Ecocarbón.


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Tabla 4-17 Normatividad ambiental para emisiones162

Contaminante EPA (lb/MBTU)

WB (mg/Nm3)

Colombia (kg/Mkcal)

Actual

Estudio Col (mg/Nm3) Nuevas

Estudio Col (mg/Nm3) existentes

SO2 1.20 2,000 1,000 2,000 NOx 0.60 750 600 600 PM 0.03 50 1.32/ 1.06 50 100

Como se comento en la sección referente al cálculo de emisiones de las térmicas actuales en Colombia, las emisiones de NOx se calcularon asumiendo que todo el nitrógeno presente en el carbón se emite en forma de NOx, lo que da valores superiores a la norma en estudio, no obstante de acuerdo con la información recibida en el MAVDT en reunión del día de 7 de diciembre de 2007 estas cumplen con lo requerido por la normatividad en estudio, esto puede ser explicable por las condiciones reales de operación de las térmicas en cuanto a temperatura y suministro de aire en el proceso de combustión, ante esta situación en esta sección no se hace análisis de las emisiones de NOx.

4.3.1 Proyecto GUADUAS

Tabla 4-18 Proyecto Guaduas Emisiones de MP por la diferentes Tecnologías (1)163

Carbón % Cz F.E. F.E x %Cz Emisión PM ton/año lb/ton ton/año kg/MKcal lb/MBTU kg/MWh mg/Nm3

Supercrítica 129,774 9.3 10 93 6,034 6.53 3.52 13.41 5,725Ultra supercrítica 121,122 9.3 10 93 5,632 6.53 3.52 12.52 5,725FBC 155,729 9.3 2 18.6 1,448 1.31 0.70 3.22 1,145IGCC (2) 109,010 9.3 0.02 0.186 10 0.013 0.007 0.02 11(1)Se calcula por medio de los factores de emisión de la EPA

Tabla 4-19 Proyecto GUADUAS164

Tecnología

Termoeléctrica Norte Santander Proyecto Guaduas 300 Mw Remoción

EPA WB Colombia Actual Colombia Estudiolb/

MBTU % mg/Nm3 %

kg/Mkcal %

Mg /Nm3 %

SPC SO2 0.250 17.2% 495 19.85 1,495 59.9%NO2 2.72 82.0% 4,981 86.91 5,131 86.9%MP 3.5 99.1 5,675 99.1 5.5 83.8 5,675 99.1%USPC SO2 0.153 11.3% 329 14.13 1,329 57.1%NO2 2.5074 80.7% 4,599 85.98 4,749 86.0%MP 3.5 99.1 5,675 99.1 5.5 83.8 5,675 99.1%AFBC

162 Fuente: EPA, WB, MAVDT 163 Fuente: elaborada por el consultor. 164 Fuente: elaborada por el consultor.


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Tecnología

Termoeléctrica Norte Santander Proyecto Guaduas 300 Mw Remoción


MBTU % mg/Nm3 %

kg/Mkcal %

Mg /Nm3 %

SO2 0.00 -78.3% 0 -77.54 0 -55.1%NO2 0.79 57.1% 1,657 68.84 1,807 68.8%MP 0.7 95.7 1,095 95.6 0.2 19.1 1,095 95.6%IGCC SO2 0.00 -99.5% 0 -98.95 0 -97.9%NO2 0.00 -0.1% 694 48.07 844 48.1%MP 0.00 -76.50 0.00 -77.10 0.00 -98.76 0.00 -77.1%

En este proyecto solamente AFBC e IGCC cumplen con la normatividad EPA, WB y colombiana en estudio para emisiones de SO2, en cuanto a la normatividad para material particulado únicamente IGCC cumple.

A continuación se presentan los sistemas de control mínimos que se deben implementar de acuerdo a los porcentajes de remoción requeridos:

Tabla 4-20 Sistemas de remoción aplicables al proyecto165

Tecnología

Termoeléctrica Norte Santander Proyecto Guaduas Remoción

Colombia Actual Colombia Estudio Sistemas de remoción kg/

Mkcal % Mg

/Nm3 % SPC SO2 1495 59.9 DFDG NO2 5131 86.9 SCR MP 5.5 83.8 5675 99.1 ESP/Mangas USPC SO2 1329 57.1 DFDG NO2 4749 86.0 SCR MP 5.5 83.8 5675 99.1 AFBC SO2 0 -55.1 NO2 1807 68.8 SCR MP 0.2 19.1 1095 95.6 ESP/Mangas IGCC SO2 0 -97.9 NO2 844 48.1 SNCR/Quemador MP 0.00 -98.76 0.00 -77.1

De la revisión de los resultados presentados en las tablas anteriores se puede concluir que la tecnología ambientalmente más amigable es la IGCC, ya que cumple en todos los proyectos con las emisiones para SO2 y MP. En segundo lugar se tiene la tecnología AFBC que cumple con una amplia gama de normatividad y cuando incumple la remoción requerida es menor que para SCP o USPC. Los sistemas más empleados para lograr las remociones requeridas para el cumplimiento de la normatividad son para el caso de MP el

165 Fuente: Elaborada por el consultor.


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ESP y el filtro de mangas, y para el SO2 en muchos casos es suficiente la limpieza avanzada del carbón y en otros con mayor exigencia de remoción se debe aplicar desulfurización en seco, dados los niveles de remoción requeridos ninguna proyecto requiere de desulfurización en húmedo WFDG que tiene una eficiencia de remoción hasta del 99%.

4.3.2 Proyecto COLMENARES

Tabla 4-21 Proyecto Colmenares Emisiones de MP por la diferentes Tecnologías (1)166


Supercrítica 139,603 13.3 10 133 9,284 10.05 5.42 20.63 7,986Ultra supercrítica 130,297 13.3 10 133 8,665 10.05 5.42 19.25 7,986FBC 167,524 13.3 2 26.6 2,228 2.01 1.08 4.95 1,597

IGCC (2) 117,267 13.3 0.02 0.266 16 0.020 0.011 0.03 16

(1)Se calcula por medio de los factores de emisión de la EPA

Tabla 4-22 Proyecto Colmenares167

Tecnología

Termoelectrica Colmenares Proyecto Colmenares 150 Mw Remocion


MBTU % mg/Nm3 %

kg/Mkcal %

mg/ Nm3 %

SPC SO2 0.033 2.7 0.000 -3.77 925 48.04NO2 3.0039 83.4 4,875 86.67 5,025 86.67MP 5.4 99.4 7,936 99.4 8.7 86.9 7,936 99.4USPC SO2 0.000 -4.1 0.000 -10.19 796 44.33NO2 2.76 82.2 4,500 85.72 4,650 85.72MP 5.4 99.4 7,936 99.4 8.7 86.9 7,936 99.4AFBC SO2 0.000 -81.5 0.000 -82.68 0 -65.36NO2 0.9136 60.4 1,613 68.26 1,763 68.26MP 1.1 97.2 1,547.3 96.9 0.7 34.3 1,547 96.9IGCC SO2 0.000 -99.6 0.000 -99.19 0 -98.38NO2 0.0487 7.5 667.61 47.09 818 47.09MP 0.00 -63.85 0.00 -68.05 0.00 -98.48 0.00 -68.05

Dada la calidad de los carbones en cuanto a contenido de azufre, este proyecto al igual que los otros cumplen con las normas WB para SO2, el mismo parámetro en referencia a las normas EPA se incumple por SPC, AFBC e IGCC cumplen la norma colombiana en

166 Fuente: Elaborada por el consultor. 167 Fuente: Elaborada por el consultor.


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estudio. Las emisiones de material particulado solo se cumplen en todas las normatividades por IGCC.

4.3.3 Proyecto RÍO SECO

Tabla 4-23 Proyecto Río Seco Emisiones de MP por la diferentes Tecnologías168


Supercrítica 139,603 13.3 10 133.0 9.284 10.05 5.420 20.63 7.986Ultra supercrítica 130,297 13,3 10 133.0 8.665 10.05 5.420 19.25 7.986FBC 167,524 13.3 2 26.60 2.228 2.01 1.080 4.95 1.597

IGCC 117,267 13.3 0.02 0.266 16 0.02 0.011 0.03 16

Tabla 4-24 Proyecto Río Seco169

Tecnología

Termoelectrica Cund Tolima Proyecto Rio Seco 150 Mw Remoción

EPA WB Colombia Actual Colombia Estudio

lb/MBTU % mg/Nm3 % kg/

Mkcal % mg/ Nm3 %

SPC SO2 0.0330 2.7 0.000 -3.77 925 48.04NO2 3.0039 83.4 4,875 86.67 5,025 86.67MP 5.4000 99.4 7,936 99.4 8.7 86.9 7,936 99.4USPC SO2 0.0000 -4.1 0.000 -10.19 796 44.33NO2 2.7636 82.2 4,500 85.72 4,650 85.72MP 5.4000 99.4 7,936 99.4 8.7 86.9 7,936 99.4AFBC SO2 0.0000 -81.5 0.00 -82.68 0 -65.36NO2 0.9136 60.4 1613 68.26 1,763 68.26MP 1.1000 97.2 1,547.30 96.9 0.7 34.3 1,547 96.9IGCC SO2 0.0000 -99.6 0.00 -99.19 0 -98.38NO2 0.0487 7.5 667.61 47.09 818 47.09MP 0.0000 -63.85 0.00 -68.05 0.00 -98.48 0.00 -68.05

Este proyecto tiene el mismo análisis del anterior ya que se trata del mismo carbón, únicamente cambia el sitio del montaje de la planta. A continuación se presentan los sistemas recomendados para las remociones necesarias para el cumplimiento de la normatividad.



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Tecnología

Termoeléctrica Proyecto Colmenares/ Rio Seco Remoción

Colombia Actual Colombia Estudio Sistema recomendadokg/

Mkcal % mg/Nm3 %

SPC SO2 925 48.04 Limpieza avanzada NO2 5.025 86.67 SCR MP 8.7 86.9 7.936 99.4 ESP/Mangas USPC SO2 796 44.33 Limpieza avanzada NO2 4.650 85.72 SCR MP 8.7 86.9 7.936 99.4 ESP/Mangas AFBC SO2 0 -65.36 NO2 1.763 68.26 SNCR MP 0.7 34.3 1.547 96.9 ESP/Mangas

IGCC SO2 0 -98.38 NO2 818 47.09 SNCR MP 0.00 -98.48 0.00 -68.05

4.3.4 Proyecto CHIRIGUANA

Tabla 4-26 Proyecto Chiriguana Emisiones de MP por la diferentes Tecnologías (1)171


Supercritica 147,353 5.6 10.00 56 4,126 4.47 2.41 9.17 3,131Ultra supercritica 137,529 5.6 10.00 56 3,851 4.47 2.41 8.56 3,131FBC 176,823 5.6 2.00 11.2 990 0.89 0.48 2.20 626IGCC (2) 123,776 5.6 0.02 0.11 7 0.01 0.005 0.02 6




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Tabla 4-27 Proyecto Chiriguana172

Tecnología

Termoeléctrica Cesar Proyecto Chiriguana Remoción 300 Mw EPA WB Colombia Actual Colombia Estudio

Lb/ MBTU % Mg

/Nm3 % kg/Mkcal % mg/

Nm3 %

SPC SO2 0.0000 -11.0 0.000 -26.44 471 32.02NO2 3.4753 85.3 4862 86.64 5012 86.64MP 2.4000 98.8 3081 98.4 3.4 76.3 3081 98.4USPC SO2 0.0000 -16.9 0.000 -31.35 373 27.17NO2 3.2036 84.2 4488 85.68 4638 85.68MP 2.4000 98.8 3081 98.4 3.4 76.3 3081 98.4AFBC SO2 0.0000 -84.0 0.000 -86.76 0 -73.52NO2 1.1116 64.9 1607 68.18 1757 68.18MP 0.5000 93.8 576.2 92.0 0.0 -15.5 576 92.0IGCC SO2 0.0000 -99.6 0.000 -99.38 0 -98.76NO2 0.1336 18.2 664.2158 46.97 814 46.97MP 0.0000 -83.94 0.00 -87.48 0.00 -99.16 0 -87.48

En este proyecto todas las tecnologías cumplen con las emisiones de SO2 en cuanto a las normatividades EPA y WB, solamente AFBC e IGCC cumplen con la norma colombiana en estudio para SO2, en cuanto material particulado IGCC cumple con todas las normas.




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Tecnología

Termoeléctrica Cesar Proyecto Chiriguana Colombia Actual Colombia Estudio Sistema remoción kg/

Mkcal % mg/Nm3 %

SPC SO2 471 32.02 Limpieza física NO2 5012 86.64 SCR MP 3.4 76.3 3081 98.4 ESP/Mangas USPC SO2 373 27.17 Limpieza física NO2 4638 85.68 SCR MP 3.4 76.3 3081 98.4 ESP/Mangas AFBC SO2 0 -73.52 NO2 1757 68.18 SCR MP 0.0 -15.5 576 92.0 ESP/Mangas IGCC SO2 0 -98.76 NO2 814 46.97 SNCR MP 0.00 -99.16 0 -87.48

4.3.5 Proyecto SINIFANA

Tabla 4-29 Proyecto SINIFANA emisiones de MP por las diferentes tecnologías (1)174

Carbón % Cz F.E. F.E x %Cz Emisión PM

ton/año lb/ton ton/año kg/MKcal lb/MBTU kg/MWh mg/Nm3

Supercrítica 139,603 13.3 10.00 133 9,284 10.050 5.420 20.63 7,986Ultra supercrítica 130,297 13.3 10.00 133 8,665 10.050 5.420 19.25 7,986FBC 167,524 13.3 2.00 26.6 2,228 2.010 1.080 4.95 1,597

IGCC 117,267 13.3 0.02 0.26 16 0.020 0.011 0.03 16(1)Se calcula por medio de los factores de emisión de la EPA

173 Fuente: Elaborada por el consultor. 174 Fuente: Elaborada por el Consultor


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Tabla 4-30 Proyecto SINIFANA175

Tecnología Termoeléctrica Antioquia Proyecto Sinifana 150 Mw Remoción EPA WB Colombia Actual Colombia Estudio

lb/

MBtu % mg/Nm3 % kg/

Mkcal % mg/ Nm3 %

SPC SO2 0.1940 13.90 0.00 -14.47 710.00 41.54NO2 4.3013 87.80 5,267.00 87.53 5,417.00 87.53MP 4.4000 99.30 5,100.00 99.0 6.90 84.00 5,100.10 99.00USPC SO2 0.1010 7.70 0.00 -20.17 596.00 37.37NO2 3.9745 86.90 4,866.00 86.64 5,016.00 86.64MP 4.4000 99.30 5,100.00 99.0 6.90 84.00 5,100.10 99.0AFBC SO2 0.0000 -79.10 0.00 -84.60 0.00 -69.21NO2 1.4585 70.90 1,777.00 70.32 1,927.00 70.32MP 0.9000 96.60 980.00 95.10 0.30 19.90 980.00 95.1IGCC SO2 0.0000 -99.50 0.00 -99.28 0.00 -98.56NO2 0.2800 32.00 766.19 50.53 916.0 50.53MP 0.0000 -70.36 0.00 -79.40 0.00 -98.75 0.00 -79.40

En general para este proyecto todas las tecnologías cumplen en cuanto a emisiones de SO2 para la norma del WB, de manera similar la tecnología AFBC e IGCC cumplen con todas las normatividades en cuanto a emisiones de SO2, respecto a las emisiones de material particulado (MP), únicamente IGCC cumple con todas las normatividades, las tecnologías de SPC y USPC únicamente cumplen con las emisiones de SO2 frente a la norma del WB, los mayores porcentajes de remoción se requieren para cumplir con la normatividad colombiana en estudio para nuevas instalaciones.


175 Fuente: Elaborada por el Consultor


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Tecnología Termoeléctrica Antioquia Proyecto Sinifana Colombia Actual Colombia Estudio

kg/ Mkcal % mg/

Nm3 % Sistema remoción

SPC SO2 710 41.54 DFDG NO2 5,417 87.53 SCR MP 6.9 84.00 5,100.1 99.0 ESP/Mangas USPC SO2 596 37.37 Limpieza avanzada NO2 5,016 86.64 SCR MP 6.9 84.00 5,100.1 99.0 ESP/Mangas AFBC SO2 0.000 -69.21 NO2 1,927 70.32 SCR MP 0.3 19.90 980.0 95.1 ESP/MAngas IGCC SO2 0.0 -98.56 NO2 916 50.53 SNCR MP 0.0 -98.75 0.0 -79.40

4.3.6 Proyecto ARRUCAYUI

A continuación se presentan las emisiones y la necesidad de remoción del proyecto Arrucayui en Guajira.

Tabla 4-32 Proyecto ARRUCAYUI Emisiones de MP por las diferentes Tecnologías (1)177


Supercrítica 145,475 7 10.00 70.00 5,092 5.51 2.970 11.31 3,789Ultra supercrítica 135,776 7 10.00 70.00 4,752 5.51 2.970 10.56 3,789FBC 174,570 7 2.00 14.00 1,222 1.10 0.590 2.72 758IGCC (2) 122,199 7 0.02 0.14 9 0.01 0.006 0.02 8




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Tabla 4-33 Proyecto Arrucayui178.

Tecnología

Termoeléctrica Guajira Proyecto Arrucayui 300 Mw Remoción

EPA WB Colombia Actual Colombia EstudioLb/

MBTU % mg/Nm3 % kg./

Mkcal % mg/ Nm3 %

SPC SO2 0.074 5.80 0.000 -13.98 720 41.87NO2 3.496 85.40 4,781 86.44 4,931 86.44MP 2.90 99.00 3,739 98.70 4.5 80.8 3,739 98.7USPC SO2 0.000 -0.90 0.000 -19.72 606 37.72NO2 3.2234 84.30 4,413 85.47 4,563 85.47MP 2.9 99.00 3,739 98.70 4.5 80.8 3,739 98.7AFBC SO2 0.00 -80.90 0.000 -84.52 0 -69.03NO2 1.12 65.10 1,573 67.72 1,723 67.72MP 0.60 95.00 707.8 93.4 0.0 4.1 708 93.4IGCC SO2 0.00 -99.50 0.000 -99.28 0 -98.55NO2 0.14 18.60 643.92 46.19 794 46.19MP 0.00 -80.18 0.00 -84.84 0.0 -98.96 0 -84.84

Al igual que para el proyecto anterior todas las tecnologías cumplen con los requerimientos en cuanto emisiones de SO2 en los términos de las normas de WB, Únicamente AFBC e IGCC cumplen con lo establecido para SO2 en la norma colombiana en estudio, la única que cumple con todas las normas en lo referente a material particulado es IGCC.


178 Fuente: elaborada por el consultor.


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Tecnología

Termoeléctrica Guajira Proyecto Arrucayui Remoción

Colombia Actual Colombia Estudio Sistema remoción kg/

Mkcal % mg/Nm3 %

SPC SO2 720 41.87 Limpieza avanzada NO2 4,931 86.44 SCR MP 4.5 80.80 3,739 98.7 ESP/Mangas USPC SO2 606 37.72 Limpieza avanzada NO2 4,563 85.47 SCR MP 4.5 80.80 3,739 98.7 ESP/MAngas AFBC SO2 0 -69.03 NO2 1,723 67.72 SCR MP 0.0 4.10 708 93.4 ESP/Mangas IGCC SO2 0 -98.55 NO2 794 46.19 SNCR/Quemadores MP 0. 0 -98.96 0 -84.84

4.4 IMPACTO DE LA RECONVERSION DE LAS TERMICAS PC ACTUALES A TECNOLOGÍAS LIMPIAS

Siguiendo con el análisis de la modernización del parque eléctrico del país a continuación se explora el impacto ambiental que ocasionaría la reconversión de las térmicas a carbón nacionales a las tecnologías modernas consideradas viables para el país, para ello se evalúan las emisiones actuales a partir de la generación en el año 2006 y el consumo de carbón para el mismo año, este resultado se confronta con las emisiones calculadas para obtener la misma generación operando con el mismo carbón pero con cada una de las tecnologías seleccionadas180. Los resultados se presentan en la Tabla 4-35 a Tabla 4-37.

Tabla 4-35 Porcentaje de reducción de CO2 por reconversión181.

Térmica Producción Actual % reducción CO2

ton/año CO2 kg/MWh SPC USPC ACFB IGCC

Tasajero 761,204 1,003.15 18.43 23.87 2.11 31.48

Paipa 1,950,687 837.06 35.29 39.60 22.34 45.64

Zipaquira 349,200 1,087.48 21.67 26.90 6.00 34.21

179 Fuente: Elaborada por el consultor. 180 GOMEZ Navarro y Colaboradores. Indicadores del Impacto ocasionado por la emisión en CO2 en los proyectos de generación de energía eléctrica. Valencia, España 2002 181 Fuente: Desarrollado por los consultores.


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Tabla 4-36 Porcentaje de reducción de SO2 por reconversión182

Térmica Producción Actual % reducción SO2

ton/año SO2 kg/MWh SPC USPC ACFB IGCC

Tasajero 4,647 6.12 18.43 23.87 85.32 99.31

Paipa 1,262,348 781.25 35.29 39.60 88.35 99.46

Zipaquira 273,514 851.78 21.67 26.90 86.00 99.34

Tabla 4-37 Porcentaje de reducción de NOX por reconversión183

Térmica Producción Actual % reducción NO2

ton/año NO2 kg/MWh SPC USPC ACFB IGCC

Tasajero 14,551 19.18 18.43 23.87 65.74 79.44

Paipa 37,091 24.60 35.29 39.60 72.82 83.69

Zipaquira 6,701 20.87 21.67 26.90 67.00 80.26

En general las emisiones se reducen en orden ascendente de Supercrítica, ultrasupercrítica, AFBC hasta IGCC. En un rango de 2,11% para ACFB en Tasajero hasta 45,64% con IGCC en Paipa. Para el SO2 tenemos de manera similar una menor reducción en Tasajero con 18,43 supercrítica a IGCC 99,46 en Paipa y para NOx va de 18,43 Tasajero supercrítica hasta Paipa IGCC 83,69. Lo que reafirma a IGCC como la ambientalmente más adecuada.

4.5 APLICABILIDAD DE MDL A LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN COLOMBIA

Para establecer la aplicabilidad de los proyectos de expansión de generación térmica con carbón como combustible y empleando tecnologías limpias, se presenta a continuación el resumen de los cálculos efectuados para establecer la reducción de CO2 en toneladas año frente a la posibilidad de expansión con las tecnologías que se han vendió empleando en el país, para tener la línea base se calculo el promedio de eficiencia de las térmicas actuales y con ella se calcularon las emisiones para cada uno de los posibles sitios de expansión con los carbones propios de cada región, este resultado se comparo con las emisiones obtenidas para esos sitios operando con las tecnologías seleccionadas como aplicables en Colombia.

Para el cálculo de la eficiencia promedio de las plantas que operan en el país se tomaron los datos reportados para el año 2006 (UPME) en cuanto a generación y consumo de carbón, la Tabla 4-38 presenta los resultados de este ejercicio.

182 Fuente: Desarrollado por los consultores. 183 Fuente: Desarrollado por los consultores.


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Tabla 4-38 Eficiencia de las térmicas a carbón que operan en el país184

Generación COMBUSTIBLE: CARBÓN

Consumo combustible Eficiencia

Gwh/2006(g) Kcal/kg Gwh/ton ton Gwh (de carbón)

TASAJER1 758.81 7,388 0.00858486 257,995.400 2,214.85336 34%

PAIPA4 889.59 7,062 0.00820604 361,262.499 2,964.53596 30%

PAIPA2 246.65 7,062 0.00820604 127,098.745 1,042.97789 24%

PAIPA3 302.60 7,062 0.00820604 158,290.060 1,298.9352 23%

PAIPA1 69.24 7,062 0.00820604 41,377.824 339.548244 20%

ZIPAEMG2 53.91 6,871 0.00798410 22,631.418 180.69155 30%

ZIPAEMG3 61.56 6,871 0.00798410 23,626.728 188.638206 33%

ZIPAEMG4 70.55 6,871 0.00798410 28,720.905 229.310635 31%

ZIPAEMG5 135.09 6,871 0.00798410 47,862.387 382.13818 35%

Total 2588.0 7,013 0.00814949 1,068,865.970 8,841.62923 29%

Promedio 287.60 6,971 0.00810112 118,762.885 982.403247 29%

Con el promedio obtenido para la eficiencia energética de las térmicas a carbón 29%, se procede a calcular las emisiones de CO2 para cada uno de los sitios seleccionados en términos de toneladas de CO2 emitidas por año, cuyos resultados se presentan en la Tabla 4-39 Como base para el cálculo se toma la generación de 450 Gwh/año.

Tabla 4-39 Emisiones de CO2 ton/año con tecnología actual185

Línea base Condición ActualEficiencia

29% Emisiones CO2 ton/año

Antioquia 599,609

Guajira 580,925

Cesar 577,928

Cun. Comenares 511,071

Cun. Rio Seco 511,071

N Santander 472,139

La tabla anterior permite ver que el proyecto con mayor generación de emisiones es Antioquia y de menor generación de emisiones es Norte de Santander.

Para tener las emisiones potenciales de los proyectos de expansión para los sitios seleccionados se toman los resultados obtenidos en la sección de evaluación de la

184 Fuente: Elaborada por el Consultor 185 Fuente: Elaborada por el consultor


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aplicabilidad de las tecnologías limpias en Colombia y se llevan a toneladas de CO2 por año. Los resultados obtenidos se presentan a continuación.

Tabla 4-40 Emisiones con tecnologías limpias para los sitios de expansión seleccionados (CO2 ton/año)186

Proyecto Emisiones CO2 ton/año

Supercrítica Ultrasupercrítica AFBC IGCC

Antioquia 414,016 386,415 496,819 347,773

Guajira 401,115 374,374 481,338 336,937

Cesar 399,046 372,443 478,855 335,198

Cun. Comenares 352,883 329,357 423,459 296,421

Cun. Rio Seco 352,883 329,357 423,459 296,421

N Santander 326,000 304,267 391,201 273,840

La tabla anterior nos permite observar que el proyecto con menor nivel de emisiones de CO2 es el de Santander con 273840 ton/año y el de mayores es Antioquia cuando opera con Supercritica.

A continuación en la Tabla 4-41, se presenta el resultado de reducción de emisiones obtenida al comparar la línea base con las emisiones potenciales al operar con las tecnologías limpias.

Tabla 4-41 Reducción potencial de emisiones para los sitios seleccionados.187

Proyecto Reducción de emisiones CO2 ton/año

Supercrítica Ultrasupercrítica AFBC IGCC Antioquia 185,593 213,194 102,790 251,836

Guajira 179,810 206,551 99,587 243,989

Cesar 178,883 205,486 99,073 242,730

Cun. Comenares 158,189 181,714 87,612 214,650

Cun. Rio Seco 158,189 181,714 87,612 214,650

N Santander 146,138 167,872 80,938 198,298

Como se aprecia en la tabla anterior el potencial de reducción de emisiones al pasar de operar con las tecnologías convencionales que actualmente se emplean en el país a una 186 Fuente: Elaborada por el consultor 187 Fuente: Elaborada por el consultor.


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tecnología denominada tecnología limpia el potencial de reducción es bastante interesante pues su valor oscila entre 146 mil toneladas año para el proyecto de Santander operando Supercritica hasta 251,8 mil toneladas año, para el proyecto de Antioquia operando con IGCC, todo esto sobre la base de una generación de 450 Gwh/año.

En la Tabla 4-42 a Tabla 4-44 se presentan la monetización de la reducción de las emisiones a través de certificados de reducción de emisiones (CRE) los cuales para un escenario promedio se pueden valorar en el orden de 3 reducida para el escenario bajo hasta 19 USD/ton de CO2 reducida, con un escenario medio de 9.8 USD/ton de CO2 de acuerdo a lo establecido para MDL, según lo planteado en el Estudio de Estrategia Nacional para la implantación del MDL en Colombia. Abril del 2000.MAVDT y otros. El mercado actual se asimila al escenario medio (13 USD/ton de CO2).

Tabla 4-42 USD Millones/año escenario bajo (3USD/ton CO2)188

Proyecto USD/año en millones Supercrítica Ultrasupercrítica AFBC IGCC

Antioquia 0.6 0.6 0.3 0.8Guajira 0.5 0.6 0.3 0.7

Cesar 0.5 0.6 0.3 0.7

Cun. Comenares 0.5 0.5 0.3 0.6

Cun. Rio Seco 0.5 0.5 0.3 0.6

N Santander 0.4 0.5 0.2 0.6

Tabla 4-43 Millones/año escenario medio (9,8USD/ton CO2)189

Proyecto USD/año en millones

Supercritica Ultrasupercritica AFBC IGCC

Antioquia 1.8 2.1 1.0 2.5

Guajira 1.8 2.0 1.0 2.4

Cesar 1.8 2.0 1.0 2.4


Cun. Rio Seco 1.6 1.8 0.9 2.1

N Santander 1.4 1.6 0.8 1.9

188 Fuente: elaborada por el consultor. 189 Fuente: Elaborada por el consultor.


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Tabla 4-44 USD Millones/año escenario alto (19 USD/ton CO2)190

Proyecto USD/año en millones

Supercritica Ultrasupercritica AFBC IGCC

Antioquia 3.5 4.1 2.0 4.8

Guajira 3.4 3.9 1.9 4.6

Cesar 3.4 3.9 1.9 4.6


Cun. Rio Seco 3.0 3.5 1.7 4.1

N Santander 2.8 3.2 1.5 3.8

Como se puede ver en las tablas anteriores el rango de posibles ingresos por concepto de MDL en estos proyectos es bastante amplio pues como se ha explicado el valor de los CRE depende de varios factores (riesgo de inversión en el país, aporte del proyecto al desarrollo sostenible del país, garantía de cumplimiento de la meta de reducción, facilidad de verificación de la reducción de emisiones reales cumplidas, entre otras) y al conjugar esa variación con el rango de reducción de emisiones para cada uno de los sitios seleccionados con cada una de las tecnologías factibles para Colombia este rango se amplía aún más, es así como en este caso los ingreso por concepto de CRE para los proyectos planteados oscila entre 0,4 MUSD/año para Santander con supercrítica hasta 4,8 MUSD/año para el proyecto de Antioquia operando con IGCC. No obstante no se debe perder de vista que el proyecto que menor impacto ambiental causa por sus emisiones es el de Santander con emisiones de CO2 del orden de 273,840 ton/año

De lo anterior se puede decir que estos proyectos son elegibles para MDL pues generan una reducción importante de emisiones de CO2 que garantiza un ingreso igualmente importante para la sostenibilidad del proyecto, La tecnología que se aplique finalmente depende de los análisis técnicos y financieros, pero cualquiera que sea la escogida es viable ambientalmente frente a los niveles tecnológicos que se manejan actualmente en el país.



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5 COSTOS ASOCIADOS A LA INSTALACIÓN Y GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON CARBÓN EN COLOMBIA

Para determinar los costos de referencia de inversión, operación y mantenimiento de plantas de generación térmica a carbón, ciclo combinado e IGCC se han utilizado diversas fuentes: datos de estudios anteriores de AENE Consultoría S.A. y TECSOL sobre el tema, experiencias propias en estudios en Colombia y en el Exterior, información de fabricantes, datos de modelos como Thermoflow PEACE, y como ultima fuente la información del año 2007 del Department Of Energy - DOE de los Estados Unidos de América.

Con esta información sobre costos fijos y variables que incluye al menos los costos de: equipos, materiales, productos químicos, agua, control ambiental, instrumentación y control, mano de obra, administración, etc., se calculó el costo de inversión total y de generación de energía eléctrica por tecnología de interés para las capacidades de plantas a recomendar para Colombia.

La última fuente de información mencionada para el ajuste y la determinación de los costos mencionados fue la siguiente:

• Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Plants DOE/NETL-2007/1281, Volume 1: Bituminous Coal and Natural Gas to Electricity, Final Report (Original Issue Date, May 2007), Revision 1, August 2007.

Este informe se constituye en una fuente actualizada y precisa de información sobre los costos y desempeños de las tecnologías de Carbón Pulverizado (PC), Gasificación Integrada con Ciclo Combinado (IGCC) y de Ciclo Combinado con Gas Natural (NGCC) el cual fue realizado por firmas consultoras independientes de un alto nivel profesional y que fue tomado de casos reales de proyectos construidos recientemente, por lo cual se constituye en el referente más confiable del momento. En este informe se considera que las plantas utilizan la tecnología que está disponible hoy en día y no representa necesariamente el punto de vista de los fabricantes y comercializadores de este tipo de centrales de generación.

Es importante resaltar que la aproximación técnica y económica utilizada en el informe del DOE es tal que refleja de manera precisa las actuales condiciones de mercado para plantas que comiencen su operación en el año 2010, vale decir que desde el año 2008 se encuentren ya en proceso de manufactura y continúen con la construcción en sitio.

De acuerdo a la información analizada del informe en mención, se presentan a continuación las principales consideraciones técnicas y que serán la base de nuestra propuesta de costos de operación y mantenimiento y de referencia para los costos de inversión, para adecuación al caso Colombiano:

El estudio analizó doce configuraciones de planta que incluyen seis casos IGCC que utilizan Gasificadores General Electric Energy (GEE), ConocoPhillips (CoP) y Shell cada uno con y sin captura de CO2; cuatro casos de Carbón Pulverizado (PC) dos Subcríticos y dos Supercríticos (con y sin captura de CO2); y dos plantas de Ciclo Combinado con Gas Natural (NGCC) (con y captura de CO2), ver Tabla 5-1.


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Tabla 5-1 Descripción de los casos - DOE

Tipo de

Planta

Condiciones del Ciclo de

Vapor. (psig/°F/°F)

Turbina Tecnología de Gasificación/Caldera

Remoción de Gas/ Separación de CO2 / Recuperación de S

Captura de CO2

IGCC

1800/1050/1050 (casos sin captura de CO2) 1800/1000/1000 (casos con captura de CO2)

Clase F

GE Selexol / - / Claus Selexol / Selexol / Claus 90%

CoP E-Gas

MDEA / - / Claus Selexol / Selexol / Claus 88%*

Shell Sulfinol-M / - / Claus Selexol / Selexol / Claus 90%

PC 2400/1050/1050

Subcritica

Wet FGD / - / Gypsum Wet FGD / Econamine / Gypsum 90%

3500/1100/1100 Supercritica Wet FGD / - / Gypsum Wet FGD / Econamine / Gypsum 90%

NGCC 2400/1050/950 Clase F HRSG - / Econamine / - 90%

*La captura de CO2 está limitada al 88% por el contenido de CH4 del gas de síntesis

El tipo de carbón utilizado como combustible básico es Illinois # 6 para el cual se presenta el análisis último en la siguiente tabla:

Tabla 5-2 Análisis último para el carbón tipo Illinois # 6

Tal como se recibe Seca

Humedad 11.12 0

Carbono 63.75 71.72

Hidrógeno 4.50 5.06

Nitrógeno 1.25 1.41

Cloro 0.29 0.33

Azufre 2.51 2.82

Ceniza 9.70 10.91

Oxigeno 6.88 7.75

100.0 100.0

HHV (Btu/lb) 11,666 13,126

Los resultados de desempeño de las tecnologías IGCC, PC y NGCC son los siguientes:


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Tabla 5-3 Desempeño de las tecnologías IGCC

GEE CoP Shell

Captura de CO2 NO SI NO SI NO SI

Capacidad Bruta (MW) 770 745 742 694 748 693

Auxiliares (MW)

Carga en Planta Base 23 23 25 26 21 19 Unidad de Separación de

Aire 103 121 91 109 90 113 Limpieza de Gas/Captura

de CO2 4 18 3 15 1 16

Compresión del CO2 - 27 - 26 - 28

Total Auxiliares (MW) 130 189 119 176 112 176

Capacidad Neta (MW) 640 556 623 518 636 517

Heat Rate (Btu/kWh) 8,922 10,505 8,681 10,757 8,304 10,674

Eficiencia (HHV) 38.2 32.5 39.3 31.7 41.1 32.0

Penalidad en Energía* - 5.7 - 7.6 - 9.1

*Puntos porcentuales que decrece la eficiencia neta de la planta debido a la captura de CO2

Tabla 5-4 Desempeño de plantas PC y NGCC

Subcrítica Supercritica NGCC

Captura de CO2 NO SI NO SI NO SI

Capacidad Bruta (MW) 583 680 580 663 570 520

Auxiliares (MW) Carga en Planta Base 29 48 26 43 10 13

Limpieza de Gas/Captura de CO2 4 30 4 27 0 10

Compresión del CO2 - 52 - 47 0 15

Total Auxiliares (MW) 33 130 30 117 10 38

Capacidad Neta (MW) 550 550 550 546 560 482

Heat Rate (Btu/kWh) 9,276 13,724 8,721 12,534 6,719 7,813 Eficiencia (HHV) 36.8 24.9 39.1 27.2 50.8 43.7 Penalidad en Energía* - 11.9 - 11.9 - 7.1 *Puntos porcentuales que decrece la eficiencia neta de la planta debido a la captura de CO2

A continuación, en la Figura 5-1, se presentan los Costos Totales de Plantas sin captura de CO2, los cuales son de relevancia en el desarrollo de la Consultoría que se está realizando para la UPME, resultado que permite observar de manera inmediata los niveles de costos de instalación en Estados Unidos y hacer una comparación entre estos según tecnología:


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18131733

1977

1549 1575

554

400

900

1400

1900

2400

IGCC GEE IGCC CoP IGCC Shell PC Subcritica PC Supercritica NGCC

Costo Total de Planta en USD/kW

Figura 5-1 Costo Total de Planta en Estados Unidos por Tecnología (sin captura de CO2)

5.1 METODOLOGÍA GENERAL DE CÁLCULO DE COSTOS

Para calcular los costos totales de instalación de una central en Estados Unidos en las diferentes tecnologías estudiadas, se utilizaron los costos más recientes disponibles que se encuentran asociados a los grupos que la integran, fijando a cada uno de ellos los costos de equipos y materiales, de mano de obra directa e indirecta, de impuestos aplicables, de ingeniería, asignando un cargo por las contingencias tanto de proceso como de proyecto y obteniendo entonces, el costo total y el específico de central a partir de la información anterior.

Tabla 5-5 Datos Básicos para análisis económico DOE USA

Inicio de Operación 2010

Vida Útil (años) 20

Factor de Cargo a Capital (%)

Alto Riesgo (Todas las tecnologías IGCC, PC y NGCC con captura de CO2) 17.5

Bajo Riesgo (PC y NGCC sin captura de CO2) 16.4

Dólar (constantes) 2007

Precio de Carbón (USD/MBtu) 1.80

Precio Gas Natural (USD/MBtu) 6.75

Factor de Capacidad

IGCC 80%

PC y NGCC 85%


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Los costos de inversión serán ajustados para el caso Colombiano partiendo de los datos encontrados para USA. Los datos básicos del análisis económico se ajustarán a la realidad colombiana. Así mismo se calcularon los costos Fijos (expresados en USD/kW- año) y Variables (USD/MWh) asociados a la administración, operación y mantenimiento de estas centrales.

5.1.1 Indexación de Costos Los costos de los equipos, componentes y mano de obra se encuentran en dólares de diciembre de 2006 (equivalentes a dólares de enero de 2007) sin haberse requerido una indexación para actualizarlos a esta fecha.

5.1.2 Factores de nacionalización de equipos Para el cálculo de estos factores se tuvieron en cuenta los sobrecostos en que se incurre por concepto de: Flete Marítimo y Seguros relacionados; Costo de Puerto en Colombia; Bodegaje; Comisiones; Pago de Aranceles para nacionalización; y costo de Transporte Interno y Seguros al sitio de construcción.

5.1.3 Factores de escalación de los equipos Por cuanto a la información del estudio del DOE que sirve de referencia están ligados a un nivel de potencia diferente al propuesto para su instalación en Colombia, se utilizaron los conceptos pertinentes para hacer la escalación a los tamaños de potencias recomendados para Colombia..

5.2 COSTOS BASE DE INVERSIÓN

La información de costos necesaria para calcular el Costo Total de Planta y su Costo Específico, es la correspondiente a cada uno de los grupos principales de equipos y consta de los siguientes ítems:

• Costos de Equipos

• Costos de Materiales

• Costos de la Mano de Obra directa e Indirecta

• Valor de los impuestos aplicables

• Costos de la Ingeniería

• Costos asociados a las contingencias tanto de proceso (si existe) y de proyecto

A continuación se enumeran las condiciones principales para realizar el cálculo de costos por tecnología en Colombia:

• Los costos representan las condiciones actuales de mercado para las plantas generadoras que en Estados Unidos comiencen su operación en el año 2010.

• Los costos estimados representan aquellos necesarios para construir una planta completa


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• Los costos incluyen los equipos desde el recibo y manejo del carbón hasta los terminales de alto voltaje de los transformadores principales de potencia.

• Para cada ítem se establecieron los costos de operación y mantenimiento de acuerdo a las características de gestión de la Central.

• Los requerimientos de mano de obra para Operación de cada central se fijaron de acuerdo a los índices establecidos en la industria.

• Para el cálculo de costos de mantenimiento se tuvieron en cuenta los costos de inversión inicial, como es la práctica común en la planeación del mantenimiento de las instalaciones industriales.

• Los costos de operación se estimaron por la firma consultora Worley Parsons basados tanto en resultados de una simulación191 como de información tomada de los vendedores de equipos y estimativos puestos en escala provenientes de proyectos de centrales construidas recientemente.

• Para el cálculo de los costos totales se incluyen también los correspondientes a los consumibles, agua y productos químicos, intereses durante la construcción, e ingeniería requerida calculados para Estados Unidos.

• Para el cálculo de los costos de operación y mantenimiento no se incluyen costos de combustible.

• En el caso del Carbón Pulverizado se presentan dos escenarios, uno en el cual estas plantas incluyen el sistema para la desulfurización de gases (FGD) y control de emisiones de NOx y otro que no lo incluye.

• En el informe se presenta por una parte la comparación entre centrales que efectúan control ambiental y por otra la de de las centrales que no lo efectúan.

5.2.1 Indexación de costos Los costos base de inversión para cada una de las tecnologías analizadas están expresados en precios de enero de 2007 y son aquellos del mercado actual, por lo cual no requirieron de indexación.

5.2.2 Costos base de inversión para tecnologías Un resumen de los costos de instalación y de operación y mantenimiento de plantas en Estados Unidos se presentan a continuación.

191 Los datos estimados tienen una precision de ± 30% consistentes con el nivel de control del estudio de información disponible para varias tecnologías de generación estudiadas. WorleyParsons utiliza una base de datos propia y modelos de estimación conceptuales para los costos de capital y de O&M estimados.


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Tabla 5-6 Costos base de inversión y de operación y mantenimiento para tecnologías de generación térmica DOE 2007

CasoCapacidad (MW, netos) 550.4 (MW,neto) 550.4 (MW,neto) 550.2 (MW,neto) 550.2 (MW,neto) 550.4 (MW,neto)Combustible principal Illinois # 6 Illinois # 6 Illinois # 6 Illinois # 6 Illinois # 6TPC (Costo total de la planta) US$ de enero : 2006 2006 2006 2006 2006Factor de capacidad 85% 85% 85% 85% 85%

Costos de inversión USD x 1000 USD/kW USD x 1000 USD/kW USD x 1000 USD/kW USD x 1000 USD/kW USD x 1000 USD/kWCostos de Equipo 312,610.25 567.97 405,742.00 737.18 345,711.00 628.34 423,786.00 770.24 476,435.20 865.62Costo de Material 43,702.00 79.40 43,702.00 79.40 42,490.00 77.23 42,490.00 77.23 42,656.00 77.50Mano de Obra Directa e Indirecta 209,676.25 380.95 242,777.00 441.09 214,672.00 390.17 241,372.00 438.70 202,214.00 367.39Ingenieria 54,155.00 98.39 64,830.00 117.79 56,344.00 102.41 66,299.00 120.50 53,803.76 97.75Contingencias 83,255.00 151.26 95,558.00 173.62 80,972.00 147.17 92,445.00 168.02 78,919.00 143.38

Costo Total de la Planta (TPC) 703,398.50 1,277.98 852,609.00 1,549.07 740,189.00 1,345.31 866,392.00 1,574.69 854,027.96 1,551.65

Total Inversión 703,398.50 852,609.00 740,189.00 866,392.00 854,027.96Intereses durante la construcción 35,169.93 42,630.45 37,009.45 43,319.60 42,701.40Inversión Total de la Planta 738,568.43 1,341.88 895,239.45 1,626.53 777,198.45 1,412.57 909,711.60 1,653.42 896,729.35 1,629.23

Regalías 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Costos de preproducción 18,464.21 22,380.99 19,429.96 22,742.79 22,418.23Inventarios 6,647.12 8,057.16 6,994.79 8,187.40 8,070.56Costos iniciales de quimicos y catalizadores 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Terreno 480.00 480.00 480.00 480.00 480.00

Capital Total Requerido (TCR) 764,159.75 1,388.37 926,157.59 1,682.70 804,103.20 1,461.47 941,121.79 1,710.51 927,698.15 1,685.50

Costos de operación y mantenimiento USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-añoPersonal operativo 3,945.94 5,261.26 3,945.94 5,261.26 5,261.26Personal mantenimiento 4,202.21 5,602.94 4,363.93 5,818.57 5,602.94Personal administrativo y de soporte 2,716.05 2,716.05 2,769.96 2,769.96 2,716.05

Total costos fijos de operación y mantenimiento 10,864.20 19.74 13,580.25 24.67 11,079.83 20.14 13,849.79 25.17 13,102.35 23.81

Costos variables de operación (sin combustible) USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWhAgua 1,071.95 1,429.27 938.90 1,251.87 1,429.27Químicos 1,106.97 7,462.82 969.58 6,931.52 7,462.82Otros Consumibles 0.00 794.15 0.00 747.56 794.15Disposición de residuos 2,441.34 2,441.34 2,293.97 2,293.97 2,441.34Material de Mantenimiento 6,303.31 8,404.42 6,545.90 8,727.86 8,404.42

Total costos variables de operación y mantenimiento 10,923.57 2.67 20,531.98 5.01 10,748.35 2.62 19,952.79 4.87 15,844.25 3.87

PC Subcrítica sin FGD PC Subcrítica con FGD PC Supercrítica sin FGD PC Supercrítica con FGD AFBC


Doc. AN-JRC-812-05


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… continuación CasoCapacidad (MW, netos) 560.4 (MW,neto) 640.3 (MW,neto) 623.4 (MW,neto) 635.9 (MW,neto)Combustible principal 0 Illinois # 6 Illinois # 6 Illinois # 6TPC (Costo total de la planta) US$ de enero : 2006 2006 2006 2006Factor de capacidad 85% 80% 80% 80%

Costos de inversión USD x 1000 USD/kW USD x 1000 USD/kW USD x 1000 USD/kW USD x 1000 USD/kWCostos de Equipo 185,503.00 331.02 581,977.00 908.91 559,241.00 897.08 676,062.00 1,063.16Costo de Material 20,029.00 35.74 71,760.00 112.07 59,899.00 96.08 63,576.00 99.98Mano de Obra Directa e Indirecta 50,778.00 90.61 240,644.00 375.83 219,767.00 352.53 224,207.00 352.58Ingenieria 21,335.00 38.07 83,440.00 130.31 70,011.00 112.31 88,872.00 139.76Contingencias 33,063.00 59.00 183,096.00 285.95 171,251.00 274.70 204,096.00 320.96

Costo Total de la Planta (TPC) 310,708.00 554.44 1,160,917.00 1,813.08 1,080,169.00 1,732.71 1,256,813.00 1,976.43

Total Inversión 310,708.00 1,160,917.00 1,080,169.00 1,256,813.00Intereses durante la construcción 15,535.40 58,045.85 54,008.45 62,840.65Inversión Total de la Planta 326,243.40 582.16 1,218,962.85 1,903.74 1,134,177.45 1,819.34 1,319,653.65 2,075.25

Regalías 0.00 0.00 0.00 0.00Costos de preproducción 8,156.09 30,474.07 28,354.44 32,991.34Inventarios 2,936.19 10,970.67 10,207.60 11,876.88Costos iniciales de quimicos y catalizadores 0.00 0.00 0.00 0.00Terreno 480.00 480.00 480.00 480.00

Capital Total Requerido (TCR) 337,815.68 602.81 1,260,887.59 1,969.21 1,173,219.48 1,881.97 1,365,001.87 2,146.57

Costos de operación y mantenimiento USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-añoPersonal operativo 1,879.02 5,637.06 5,637.06 5,637.06Personal mantenimiento 2,521.58 12,434.37 11,924.54 12,260.13Personal administrativo y de soporte 1,100.15 4,517.86 4,390.40 4,474.30

Total costos fijos de operación y mantenimiento 5,500.74 9.82 22,589.29 35.28 21,952.00 35.21 22,371.48 35.18

Costos variables de operación (sin combustible) USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWhAgua 577.73 1,766.59 1,627.14 1,642.29Químicos 1,153.43 1,338.97 1,156.89 1,225.25Otros Consumibles 0.00 0.00 0.00 0.00Disposición de residuos 0.00 2,919.14 2,568.91 2,464.82Material de Mantenimiento 3,782.36 23,111.45 22,346.71 22,850.08

Total costos variables de operación y mantenimiento 5,513.53 1.32 29,136.15 6.49 27,699.65 6.34 28,182.45 6.32

IGCC GEE IGCC CoP IGCC SHELLNGCC


Doc. AN-JRC-812-05


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5.3 FACTORES PARA NACIONALIZACIÓN DE EQUIPOS

Hasta ahora en este informe los costos reportados son aquellos de instalación de las centrales en los Estados Unidos de América en dólares de enero de 2007. A continuación se procederá a explicar la metodología para cálculo de costos de estas centrales instaladas en Colombia para lo cual se realizó el incremento de los costos mencionados por los diferentes costos de transporte internacional, puerto, bodegajes, seguros, comisiones y transporte nacional192.

El costo CIF planta de cada una de las tecnologías se calculó afectando el costo FOB de la central por el Factor de Nacionalización, el cual a su vez es la sumatoria de los recargos: Transporte Marítimo y seguros, Costos de Nacionalización, bodegaje, comisiones y Transporte y seguros internos que afectan el arancel ponderado de los grupos de equipos que integran la central.

En las cuatro tablas siguientes se presenta la información definida en el párrafo anterior para el cálculo del Costo CIF planta.

En primer lugar se consultaron los aranceles vigentes para la importación de los distintos equipos que componen una central termoeléctrica y se procedió al cálculo del arancel promedio (ver formulación y cálculo en el Anexo Cálculo de Costos), lo cual se resume en la siguiente tabla:

192 La fuente de información sobre estos costos está basada en los trabajos que AENE Consultoría ha realizado en los últimos 10 años, donde se consultan diferentes fuentes y estudios similares y aplicables a la industria con lo que se han obtenido los datos más precisos para este caso.


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Tabla 5-7 Posiciones Arancelarias y Aranceles

ÍTEM Parte de la planta Posición arancelaria

Arancel(%)

1. Caldera 84.02.11.00.00 15%1,1 Partes Caldera 84.02.90.00.00 15%

2. Turbinas vapor 84.06.81.00.00 5,0%2,1 Partes turbina 84.06.90.00.00 5,0%

Turbogases 84,11 5,0%3. Generador 85.01.64.00.00 10,0%4. Manejo carbón y ceniza 87.04.21.00.00 15,0%

87.04.23.00.00 15,0%87.28.33.00.00 0,0%

5. Precipitador electrostático 84.21.39.20.00 5,0%5,1 Otros sistemas depuradores de gases 84.21.39.90.00 15,0%6. Bombas para liquidos 84.13.70.19.00 15,0%

Bombas aire vacio, compresores, ventiladores 84.14.59.00.00 15,0%Gruas, puentes, equpos de manejo 84,26 15,0%Maquinas de elevacion, carga, descarga omanipulacion 84,28 15,0%

7. Tuberías 73.03.00.00.008. Equipo eléctrico. instrumentación. control 90.30.31.00.00 5,0%

Instrumentos para regulacion y control automaticos 90,32 10,0%Cuadros, paneles,consolas, instrumentacion departida 90 85.37.10/20.01 15,0%Transformadores electricos 85,04 15,0%Aparatos de corte, seccionamiento, proteccion,derivacion, etc 85.35 / 85.36 15,0%

9. Materiales eléctricos (cables. otros) 84.44.60.10.00 0,0%85.44.20.00.00 15,0%

10. Equipo FGD 84.21.39.90.00 15,0%11. Tratamiento de aguas 84.21.21.90.00 15,0%

En la tabla anterior la columna de posición arancelaria muestra el código con el cual se identifica una familia de equipos para efectos del comercio internacional.

Tabla 5-8 Arancel promedio por tecnología193

Descripción tecnología Arancel ponderado

Carbón Pulverizado Subcrítico sin FGD 12.38%

con FGD 12.98%

Supercrítico sin FGD 12.57% con FGD 13.01%

FBC AFBC 13.83% NGCC NGCC 6.45%

IGCC GEE 12.56% CoP 13.15% Shell 13.46%

193 La formulación para el cálculo del arancel promedio se presenta en el Anexo Cálculo de Costos.


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Con el fin de obtener el costo total de planta instalada en Colombia se utilizaron los valores de afectación del precio FOB tal como se presenta en la siguiente tabla:

Tabla 5-9 Metodología para el cálculo del factor de puesta en Sitio Colombia

Ítem Descripción Recargo % Aplicado a

1 Costos FOB puerto de embarque 2 Transporte marítimo y seguros 10.5% Ítem 1 3 Arancel Σ Ítem (1+2) 4 COSTOS CIF PUERTO Σ Ítem (1+2+3)

5 Costos de nacionalización, bodegaje, comisiones, etc.

2.0% Ítem 4

6 COSTO TOTAL PUERTO COLOMBIANO Σ Ítem (4+5+6) 7 Transporte y seguros internos 5.0% Ítem 1 = COSTO TOTAL CIF SITIO DE LA PLANTA

Para ilustrar el procedimiento de uso de los recargos que se utilizan para calcular el Factor de Nacionalización A continuación se presentan los factores para obtener los costos de la central puesta en Sitio en Colombia calculados con la metodología mencionada:

Tabla 5-10 Factores de puesta en Sitio

Descripción tecnología Factor

Carbón Pulverizado Subcrítico sin FGD 1.32

con FGD 1.33

Supercrítico sin FGD 1.32 con FGD 1.33

FBC AFBC 1.34 NGCC NGCC 1.25

IGCC GEE 1.32 CoP 1.33 Shell 1.33

5.4 FACTOR DE ESCALACIÓN PARA LAS PLANTAS

Para obtener los costos de instalación a las potencias requeridas en Colombia (150, 300 y 600 MW) se realizó el cálculo siguiendo los criterios desarrollados194 por Argonne National Laboratory de Estados Unidos, según los cuales la economía de escala para inversión siguen un comportamiento que se puede modelar de acuerdo a la ecuación Y= AX^k. Los factores de escalación se presentan en la tabla siguiente:

194 Esta metodología ha sido utilizada en los estudios consultados (Integral – UPME 1997 y AENE Consultoría S.A. 2004), por lo cual el documento primario se asume, pero no se presenta como fuente principal.


Doc. AN-JRC-812-05


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Tabla 5-11 Factores de escalación para costos de inversión

Costo de la UnidadA k

PC Subcritica sin FGD 4.762,00 -0,19PC Subcritica con FGD 7.845,00 -0,24PC Supercritica sin FGD 6.079,00 -0,23PC Supercritica con FGD 9.343,00 -0,27AFBC 4.877,00 -0,16NGCC 2.181,00 -0,23IGCC GEE 6.475,00 -0,21IGCC CoP 6.475,00 -0,21IGCC Shell 6.475,00 -0,21

Y en USD/kWX en MW

Tecnología

5.5 COSTOS DE INVERSIÓN Y O&M PARA COLOMBIA

Aplicando los criterios y metodología expresada en los puntos inmediatamente anteriores se calcularon los costos de Inversión.

Los cálculos utilizados para determinar los costos de operación y mantenimiento en plantas en Colombia se basaron principalmente en los obtenidos por el DOE (ver Tabla 5-6) teniendo en cuenta que los Costos fijos se afectan por un factor de ajuste para Colombia ya que se refieren básicamente a los costos de personal (Operativo, Mantenimiento y Administrativo y de soporte):

Las tablas a continuación presentan los resultados obtenidos sobre los costos mencionados por tecnologías:


Doc. AN-JRC-812-05


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Tabla 5-12 Costos de inversión ajustados a Colombia (USD/kW)

Costo USAMateriales y mano de

obra

Subtotal costos

Subtotal costos +

Subtotal costos

Costo total USD/kW % Valor Factor USD/kW USD/kW Directos

CIF+MO+M Factor Valor Factor Valor Indirectos Factor Valor finacieros USD/kW

sin FGD 1.777,37 44,44 789,91 1,32 1.042,02 445,51 1.487,53 0,08 136,84 0,12 192,26 329,10 1.816,64 0,08 143,40 143,40 1.960,03con FGD 2.298,83 47,59 1.093,98 1,33 1.450,40 528,49 1.978,89 0,08 174,80 0,11 241,38 416,18 2.395,06 0,08 189,05 189,05 2.584,12sin FGD 1.558,05 44,44 692,44 1,32 913,44 390,54 1.303,98 0,08 119,96 0,12 168,54 288,49 1.592,47 0,08 125,70 125,70 1.718,18con FGD 1.946,53 47,59 926,32 1,33 1.228,12 447,50 1.675,61 0,08 148,01 0,11 204,39 352,39 2.028,01 0,08 160,08 160,08 2.188,09sin FGD 1.365,80 44,44 607,00 1,32 800,73 342,35 1.143,08 0,08 105,15 0,12 147,74 252,90 1.395,97 0,08 110,19 110,19 1.506,16con FGD 1.648,21 47,59 784,36 1,33 1.039,90 378,92 1.418,82 0,08 125,33 0,11 173,06 298,39 1.717,21 0,08 135,55 135,55 1.852,75sin FGD 1.970,65 46,71 920,41 1,32 1.216,05 473,52 1.689,57 0,08 150,01 0,11 201,24 351,25 2.040,82 0,08 161,09 161,09 2.201,91con FGD 2.429,52 48,91 1.188,37 1,33 1.575,98 543,30 2.119,28 0,08 185,91 0,11 245,97 431,88 2.551,16 0,08 201,38 201,38 2.752,53sin FGD 1.680,25 46,71 784,77 1,32 1.036,85 403,74 1.440,59 0,08 127,90 0,11 171,58 299,48 1.740,07 0,08 137,35 137,35 1.877,42con FGD 2.014,85 48,91 985,54 1,33 1.306,99 450,57 1.757,56 0,08 154,18 0,11 203,98 358,17 2.115,72 0,08 167,01 167,01 2.282,73sin FGD 1.432,64 46,71 669,12 1,32 884,05 344,24 1.228,29 0,08 109,05 0,11 146,30 255,35 1.483,65 0,08 117,11 117,11 1.600,76con FGD 1.670,96 48,91 817,33 1,33 1.083,91 373,66 1.457,58 0,08 127,87 0,11 169,17 297,04 1.754,61 0,08 138,50 138,50 1.893,11

150 2.075,21 55,79 1.157,69 1,34 1.545,74 414,64 1.960,38 0,06 130,74 0,09 193,24 323,97 2.284,35 0,08 180,32 180,32 2.464,67300 1.857,37 55,79 1.036,17 1,34 1.383,48 371,11 1.754,59 0,06 117,01 0,09 172,95 289,97 2.044,55 0,08 161,39 161,39 2.205,94600 1.662,39 55,79 927,39 1,34 1.238,25 332,15 1.570,40 0,06 104,73 0,09 154,80 259,53 1.829,93 0,08 144,45 144,45 1.974,37150 816,27 59,70 487,34 1,25 610,93 141,44 752,37 0,07 56,05 0,11 86,03 142,08 894,44 0,08 70,60 70,60 965,05300 695,98 59,70 415,52 1,25 520,90 120,59 641,50 0,07 47,79 0,11 73,35 121,14 762,63 0,08 60,20 60,20 822,83600 593,42 59,70 354,29 1,25 444,14 102,82 546,96 0,07 40,75 0,11 62,54 103,29 650,25 0,08 51,33 51,33 701,58150 2.670,88 50,13 1.338,93 1,32 1.768,88 524,16 2.293,03 0,07 191,97 0,16 391,93 583,89 2.876,93 0,08 227,09 227,09 3.104,02300 2.309,07 50,13 1.157,56 1,32 1.529,26 453,15 1.982,41 0,07 165,96 0,16 338,83 504,80 2.487,21 0,08 196,33 196,33 2.683,54600 1.996,28 50,13 1.000,75 1,32 1.322,10 391,77 1.713,87 0,07 143,48 0,16 292,94 436,42 2.150,29 0,08 169,73 169,73 2.320,02150 2.538,25 51,77 1.314,14 1,33 1.744,80 473,30 2.218,10 0,06 164,52 0,16 377,74 542,26 2.760,36 0,08 217,89 217,89 2.978,25300 2.194,41 51,77 1.136,12 1,33 1.508,44 409,19 1.917,63 0,06 142,23 0,16 326,57 468,80 2.386,44 0,08 188,37 188,37 2.574,81600 1.897,15 51,77 982,22 1,33 1.304,11 353,76 1.657,87 0,06 122,96 0,16 282,33 405,30 2.063,16 0,08 162,86 162,86 2.226,02150 2.907,21 53,79 1.563,84 1,33 2.081,68 482,05 2.563,73 0,07 205,58 0,16 449,71 655,29 3.219,02 0,08 254,09 254,09 3.473,11300 2.513,39 53,79 1.352,00 1,33 1.799,69 416,75 2.216,44 0,07 177,73 0,16 388,79 566,52 2.782,96 0,08 219,67 219,67 3.002,63600 2.172,92 53,79 1.168,85 1,33 1.555,90 360,30 1.916,20 0,07 153,65 0,16 336,13 489,78 2.405,97 0,08 189,92 189,92 2.595,89

150

GEE

CoP

Shell

IGCC

Costos Directos

600

NGCC NGCC

AFBC

Subcrítico

Descripción tecnología

FBC

Tamaño unidad MW

Carbón Pulverizado

Costos financieros

300Supercrítico

150

300

600

Intereses Durante

ConstruccionImprevistosServicio +

IngenieriaCostos FOB Costo CIF sitio planta

Costos Directos + Indirectos

COSTO TOTAL

Costos Indirectos


Doc. AN-JRC-812-05


281

Tabla 5-13 Costos de O&M ajustados a Colombia

Fijos VariablesCosto

promedio FC = 85%

USD/kW-año USD/MWh USD/MWh

sin FGD 11,75 2,67 4,24con FGD 14,68 5,01 6,98sin FGD 11,75 2,67 4,24con FGD 14,68 5,01 6,98sin FGD 11,75 2,67 4,24con FGD 14,68 5,01 6,98sin FGD 11,98 2,62 4,23con FGD 14,98 4,87 6,88sin FGD 11,98 2,62 4,23con FGD 14,98 4,87 6,88sin FGD 11,98 2,62 4,23con FGD 14,98 4,87 6,88

150 14,17 3,87 5,77300 14,17 3,87 5,77600 14,17 3,87 5,77150 5,84 1,32 2,11300 5,84 1,32 2,11600 5,84 1,32 2,11150 20,99 6,49 9,49300 20,99 6,49 9,49600 20,99 6,49 9,49150 20,96 6,34 9,33300 20,96 6,34 9,33600 20,96 6,34 9,33150 20,94 6,32 9,31300 20,94 6,32 9,31600 20,94 6,32 9,31

150

GEE

CoP

Shell

IGCC

600

NGCC NGCC

AFBC

Subcrítico

Descripción tecnología

FBC

Tamaño unidad MW

Carbón Pulverizado

300Supercrítico

150

300

600

COSTOS O&M


Doc. AN-JRC-812-05


282

5.6 COSTOS DE INVERSIÓN Y DE O&M PARA LOS PROYECTOS SELECCIONADOS

Esta sección presenta los costos de inversión y de operación y mantenimiento por tecnología para cada uno de los sitios seleccionados como factibles para desarrollo de proyectos de generación con carbón en Colombia; las tablas a continuación contienen los resultados de la aplicación de la metodología descrita en las secciones 5.4 y 5.5 para el cálculo del costo de inversión en sitio basados en el Costo de Inversión de Planta que el programa STEAM PRO determina. Los costos de Operación y Mantenimiento están basados en los cálculos del DOE (Tabla 5-13) ajustados para Colombia.

Los sitios por ubicación se presentan en el siguiente orden:

Ubicación :1 NORTE DE SANTANDER - GUADUAS (U1)

Ubicación 2: CUNDINAMARCA - RIO SECO (U2)

Ubicación 3: CUNDINAMARCA - COLMENARES (U3)

Ubicación 4: CESAR - CHIRIGUANA (U4)

Ubicación 5: ANTIOQUIA - SINIFANA (U5)

Ubicación 6: LA GUAJIRA - ARRUCAYUI (U6)

Ubicación 7: COSTA ATLANTICA (U7)

Ubicación 8: VALLE DEL CAUCA (U8)


Doc. AN-JRC-812-05


283

Tabla 5-14 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Norte de Santander - Guaduas

Fijos Variables Costo PromedioTamaño Unidad (MW)

Ciclo de Refrigeración

Tipo de Turbina

Costo de Instalación (USD/kW)

USD/kW-año USD/MWh USD/MWh (%) BTU/lb BTU/kWh % pesos/ton USD/MBTU (año 2007) USD/MWh

Costos 1.402 11,75 2,67 4,24 85% 11.700 9.850 34,64 62.000 1,16 11,39Eficiencia 1.418 11,75 2,67 4,24 85% 11.700 9.519 35,85 62.000 1,16 11,01Costos 1.782 14,68 5,01 6,98 85% 11.700 10.539 34,16 62.000 1,16 12,19Eficiencia 1.790 14,68 5,01 6,98 85% 11.700 10.179 35,37 62.000 1,16 11,77Costos 1.452 11,75 2,67 4,24 85% 11.700 10.783 33,39 62.000 1,16 12,47Eficiencia 1.481 11,75 2,67 4,24 85% 11.700 10.186 35,34 62.000 1,16 11,78Costos 1.837 14,68 5,01 6,98 85% 11.700 10.940 32,91 62.000 1,16 12,65Eficiencia 1.853 14,68 5,01 6,98 85% 11.700 10.326 34,86 62.000 1,16 11,94Costos 1.165 11,75 2,67 4,24 85% 11.700 10.076 35,73 62.000 1,16 11,65Eficiencia 1.187 11,75 2,67 4,24 85% 11.700 9.740 36,96 62.000 1,16 11,26Costos 1.469 14,68 5,01 6,98 85% 11.700 10.212 35,25 62.000 1,16 11,81Eficiencia 1.481 14,68 5,01 6,98 85% 11.700 9.866 36,49 62.000 1,16 11,41Costos 1.150 11,75 2,67 4,24 85% 11.700 9.985 34,17 62.000 1,16 11,55Eficiencia 1.231 11,75 2,67 4,24 85% 11.700 9.362 36,45 62.000 1,16 10,83Costos 1.444 14,68 5,01 6,98 85% 11.700 10.126 33,70 62.000 1,16 11,71Eficiencia 1.532 14,68 5,01 6,98 85% 11.700 9.486 35,97 62.000 1,16 10,97Costos 1.455 11,98 2,62 4,23 85% 11.700 9.723 37,02 62.000 1,16 11,24Eficiencia 1.470 11,98 2,62 4,23 85% 11.700 9.604 37,48 62.000 1,16 11,11Costos 1.817 14,98 4,87 6,88 85% 11.700 9.847 36,56 62.000 1,16 11,39Eficiencia 1.831 14,98 4,87 6,88 85% 11.700 9.725 37,02 62.000 1,16 11,25Costos 1.497 11,98 2,62 4,23 85% 11.700 10.041 35,85 62.000 1,16 11,61Eficiencia 1.528 11,98 2,62 4,23 85% 11.700 9.728 37,01 62.000 1,16 11,25Costos 1.868 14,98 4,87 6,88 85% 11.700 10.172 35,39 62.000 1,16 11,76Eficiencia 1.892 14,98 4,87 6,88 85% 11.700 9.852 36,54 62.000 1,16 11,39Costos 1.177 11,98 2,62 4,23 85% 11.700 9.627 37,39 62.000 1,16 11,13Eficiencia 1.193 11,98 2,62 4,23 85% 11.700 9.479 37,98 62.000 1,16 10,96Costos 1.474 14,98 4,87 6,88 85% 11.700 9.750 36,92 62.000 1,16 11,28Eficiencia 1.484 14,98 4,87 6,88 85% 11.700 9.598 37,51 62.000 1,16 11,10Costos 1.209 11,98 2,62 4,23 85% 11.700 9.954 36,17 62.000 1,16 11,51Eficiencia 1.233 11,98 2,62 4,23 85% 11.700 9.618 37,43 62.000 1,16 11,12Costos 1.516 14,98 4,87 6,88 85% 11.700 10.070 35,75 62.000 1,16 11,65Eficiencia 1.528 14,98 4,87 6,88 85% 11.700 9.736 36,97 62.000 1,16 11,26

1.834 14,17 3,87 5,77 85% 11.700 10.013 35,95 62.000 1,16 11,581.898 14,17 3,87 5,77 85% 11.700 10.151 35,47 62.000 1,16 11,741.546 14,17 3,87 5,77 85% 11.700 9.919 36,29 62.000 1,16 11,471.603 14,17 3,87 5,77 85% 11.700 10.050 35,82 62.000 1,16 11,62

Eficiencia Neta

con FGD

sin FGD

con FGD

Ciclo Cerradosin FGD

con FGD

Lecho Fluidizado

Ciclo Abierto

150

Ciclo Cerrado

AFBC300

150

Ciclo CerradoCiclo AbiertoCiclo Cerrado

NORTE DE SANTANDER - GUADUAS (U1)

Ciclo Abiertosin FGD

con FGD300

Subcrítico

Supercrítico

Descripción Tecnología

150

Ciclo Abierto

Carbón Pulverizado

sin FGD

con FGD

300

Ciclo Cerrado

con FGD

Ciclo Abierto

Ciclo Cerrado

con FGD

sin FGD

Ciclo Abierto

COSTOS CARBÓNHeat Rate neto HHV

HHV Carbòn

sin FGD

Factor de Capacidad

COSTOS O&M

con FGD

sin FGD

sin FGD


Doc. AN-JRC-812-05

NFORME FINAL Rev. 01 Fecha: 13/03/2008

284

Tabla 5-15 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Cundinamarca – Río Seco



Tipo de Turbina



Costos 1,464 11.75 2.67 4.24 85% 12,265 10,003 34.11 70,000 1.25 12.46Eficiencia 1,460 11.75 2.67 4.24 85% 12,265 9,663 35.31 70,000 1.25 12.04Costos 1,892 14.68 5.01 6.98 85% 12,265 10,164 33.57 70,000 1.25 12.66Eficiencia 1,879 14.68 5.01 6.98 85% 12,265 9,813 34.77 70,000 1.25 12.22Costos 1,518 11.75 2.67 4.24 85% 12,265 10,265 33.24 70,000 1.25 12.79Eficiencia 1,528 11.75 2.67 4.24 85% 12,265 9,702 35.17 70,000 1.25 12.08Costos 1,946 14.68 5.01 6.98 85% 12,265 10,436 32.70 70,000 1.25 13.00Eficiencia 1,942 14.68 5.01 6.98 85% 12,265 9,855 34.62 70,000 1.25 12.28Costos 1,190 11.75 2.67 4.24 85% 12,265 9,789 34.86 70,000 1.25 12.19Eficiencia 1,229 11.75 2.67 4.24 85% 12,265 9,374 36.40 70,000 1.25 11.68Costos 1,529 14.68 5.01 6.98 85% 12,265 9,944 34.31 70,000 1.25 12.39Eficiencia 1,558 14.68 5.01 6.98 85% 12,265 9,514 35.87 70,000 1.25 11.85Costos 1,232 11.75 2.67 4.24 85% 12,265 10,030 34.02 70,000 1.25 12.49Eficiencia 1,278 11.75 2.67 4.24 85% 12,265 9,412 36.26 70,000 1.25 11.72Costos 1,573 14.68 5.01 6.98 85% 12,265 10,192 33.48 70,000 1.25 12.70Eficiencia 1,610 14.68 5.01 6.98 85% 12,265 9,553 35.72 70,000 1.25 11.90Costos 1,518 11.98 2.62 4.23 85% 12,265 9,357 36.47 70,000 1.25 11.66Eficiencia 1,525 11.98 2.62 4.23 85% 12,265 9,240 36.93 70,000 1.25 11.51Costos 1,924 14.98 4.87 6.88 85% 12,265 9,487 35.97 70,000 1.25 11.82Eficiencia 1,929 14.98 4.87 6.88 85% 12,265 9,372 36.41 70,000 1.25 11.67Costos 1,560 11.98 2.62 4.23 85% 12,265 9,563 35.68 70,000 1.25 11.91Eficiencia 1,583 11.98 2.62 4.23 85% 12,265 9,276 36.79 70,000 1.25 11.55Costos 1,972 14.98 4.87 6.88 85% 12,265 9,707 35.15 70,000 1.25 12.09Eficiencia 1,990 14.98 4.87 6.88 85% 12,265 9,412 36.25 70,000 1.25 11.72Costos 1,216 11.98 2.62 4.23 85% 12,265 9,251 36.89 70,000 1.25 11.52Eficiencia 1,234 11.98 2.62 4.23 85% 12,265 9,118 37.43 70,000 1.25 11.36Costos 1,554 14.98 4.87 6.88 85% 12,265 9,388 36.35 70,000 1.25 11.69Eficiencia 1,382 14.98 4.87 6.88 85% 12,265 9,248 36.90 70,000 1.25 11.52Costos 1,260 11.98 2.62 4.23 85% 12,265 9,465 36.05 70,000 1.25 11.79Eficiencia 1,272 11.98 2.62 4.23 85% 12,265 9,144 37.32 70,000 1.25 11.39Costos 1,599 14.98 4.87 6.88 85% 12,265 9,606 35.52 70,000 1.25 11.97Eficiencia 1,614 14.98 4.87 6.88 85% 12,265 9,283 36.76 70,000 1.25 11.56

1,890 14.17 3.87 5.77 85% 12,265 9,668 35.30 70,000 1.25 12.041,954 14.17 3.87 5.77 85% 12,265 9,713 35.13 70,000 1.25 12.101,581 14.17 3.87 5.77 85% 12,265 9,579 35.62 70,000 1.25 11.931,633 14.17 3.87 5.77 85% 12,265 9,619 35.47 70,000 1.25 11.98

Heat Rate neto HHV COSTOS CARBÓNCUNDINAMARCA RIO SECO (U2) COSTOS O&M Factor de

CapacidadHHV

CarbònEficiencia

Neta


Carbón Pulverizado

Subcrítico

150

300

Supercrítico

150

300


con FGD


con FGD


con FGD


con FGD


con FGD


con FGD


con FGD


con FGD

Lecho Fluidizado AFBC

150 Ciclo AbiertoCiclo Cerrado



Doc. AN-JRC-812-05


285

Tabla 5-16 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Cundinamarca – Colmenares



Tipo de Turbina




2,016 14.17 3.87 5.77 85% 12,265 9,373 36.41 70,000 1.25 11.672,086 14.17 3.87 5.77 85% 12,265 9,459 36.07 70,000 1.25 11.781,700 14.17 3.87 5.77 85% 12,265 9,277 36.78 70,000 1.25 11.561,765 14.17 3.87 5.77 85% 12,265 9,364 36.44 70,000 1.25 11.66





con FGD


con FGD


con FGD


con FGD


con FGD


con FGD


con FGD


con FGD

Carbón Pulverizado

Subcrítico

150

300

Supercrítico

150

300

Heat Rate neto HHV COSTOS CARBÓNEficiencia

Neta


CUNDINAMARCA COLMENARES (U3) COSTOS O&M Factor de Capacidad

HHV Carbòn


Doc. AN-JRC-812-05


286

Tabla 5-17 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Cesar – Chiriguaná



Tipo de Turbina



Costos 1,356 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,910 34.43 73,109 1.37 13.61Eficiencia 1,378 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,577 35.63 73,109 1.37 13.15Costos 1,773 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 10,048 33.96 73,109 1.37 13.80Eficiencia 1,786 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 9,705 35.16 73,109 1.37 13.33Costos 1,403 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 10,329 33.04 73,109 1.37 14.18Eficiencia 1,441 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,757 34.97 73,109 1.37 13.40Costos 1,830 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 11,061 32.55 73,109 1.37 15.19Eficiencia 1,852 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 10,432 34.51 73,109 1.37 14.32Costos 1,146 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,611 35.50 73,109 1.37 13.20Eficiencia 1,157 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,802 36.73 73,109 1.37 13.46Costos 1,478 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 9,743 35.02 73,109 1.37 13.38Eficiencia 1,482 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 9,413 36.25 73,109 1.37 12.93Costos 1,183 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 10,084 33.84 73,109 1.37 13.85Eficiencia 1,206 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,456 36.09 73,109 1.37 12.98Costos 1,522 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 10,230 33.36 73,109 1.37 14.05Eficiencia 1,533 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 9,583 35.61 73,109 1.37 13.16Costos 1,012 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,909 34.44 73,109 1.37 13.61Eficiencia 1,054 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,158 37.26 73,109 1.37 12.58Costos 1,253 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 9,463 36.06 73,109 1.37 12.99Eficiencia 1,280 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 9,284 36.75 73,109 1.37 12.75Costos 987 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,338 36.54 73,109 1.37 12.82Eficiencia 1,103 11.75 2.67 4.24 85% 11,620 9,245 36.91 73,109 1.37 12.69Costos 1,305 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 9,819 34.75 73,109 1.37 13.48Eficiencia 1,372 14.68 5.01 6.98 85% 11,620 9,366 36.43 73,109 1.37 12.86

Ciclo Abierto

sin FGD

sin FGD

con FGD


con FGD

Factor de Capacidad

HHV Carbòn


Neta

sin FGD

con FGD

CESAR - CHIRIGUANA (U4) COSTOS O&M


Subcrítico

600

Ciclo Abierto

Ciclo Cerrado

150con FGD


con FGD

Ciclo Abierto

sin FGD

con FGD

Carbón Pulverizado 300


Doc. AN-JRC-812-05


287



Tipo de Turbina



Costos 1,391 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,276 36.79 73,109 1.37 12.74Eficiencia 1,407 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,162 37.25 73,109 1.37 12.58Costos 1,786 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,395 36.32 73,109 1.37 12.90Eficiencia 1,799 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,278 36.78 73,109 1.37 12.74Costos 1,434 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,613 35.50 73,109 1.37 13.20Eficiencia 1,464 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,319 36.62 73,109 1.37 12.80Costos 1,837 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,741 35.03 73,109 1.37 13.38Eficiencia 1,861 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,440 36.15 73,109 1.37 12.96Costos 1,137 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,180 37.17 73,109 1.37 12.61Eficiencia 1,152 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,039 37.75 73,109 1.37 12.41Costos 1,460 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,300 36.69 73,109 1.37 12.77Eficiencia 1,471 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,154 37.28 73,109 1.37 12.57Costos 1,174 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,505 35.90 73,109 1.37 13.05Eficiencia 1,197 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,194 37.12 73,109 1.37 12.62Costos 1,502 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,633 35.42 73,109 1.37 13.23Eficiencia 1,522 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,311 36.65 73,109 1.37 12.79Costos 1,020 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,139 37.34 73,109 1.37 12.55Eficiencia 1,056 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 8,837 38.62 73,109 1.37 12.13Costos 1,279 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,261 36.85 73,109 1.37 12.72Eficiencia 1,312 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 8,948 38.14 73,109 1.37 12.29Costos 1,058 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 9,463 36.06 73,109 1.37 12.99Eficiencia 1,103 11.98 2.62 4.23 85% 11,620 8,916 38.27 73,109 1.37 12.24Costos 1,329 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,592 35.58 73,109 1.37 13.17Eficiencia 1,365 14.98 4.87 6.88 85% 11,620 9,028 37.76 73,109 1.37 12.40

1,815 14.17 3.87 5.77 85% 11,620 9,582 35.61 73,109 1.37 13.161,878 14.17 3.87 5.77 85% 11,620 9,756 34.98 73,109 1.37 13.401,544 14.17 3.87 5.77 85% 11,620 9,491 35.95 73,109 1.37 13.031,601 14.17 3.87 5.77 85% 11,620 9,665 35.31 73,109 1.37 13.271,352 14.17 3.87 5.77 85% 11,620 9,382 36.38 73,109 1.37 12.881,408 14.17 3.87 5.77 85% 11,620 9,549 35.74 73,109 1.37 13.11

con FGD


con FGD

Ciclo Cerrado

Factor de Capacidad

HHV Carbòn


NetaCESAR - CHIRIGUANA (U4)COSTOS O&M


sin FGD

150


con FGD


600

con FGD

300


con FGD


con FGD

Ciclo AbiertoCiclo Cerrado

AFBC

150Ciclo AbiertoCiclo Cerrado

300Ciclo AbiertoCiclo Cerrado

Lecho Fluidizado

Carbón Pulverizado

600

Supercrítico


Doc. AN-JRC-812-05


288

Tabla 5-18 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para Antioquia – Sinifaná



Tipo de Turbina




1,950 14.17 3.87 5.77 85% 10,684 9,569 35.66 70,000 1.43 13.682,028 14.17 3.87 5.77 85% 10,684 9,690 35.22 70,000 1.43 13.861,549 14.17 3.87 5.77 85% 10,684 9,637 35.41 70,000 1.43 13.781,562 14.17 3.87 5.77 85% 10,684 9,492 35.95 70,000 1.43 13.57

300


con FGD

Ciclo Cerrado

COSTOS CARBÓN

Carbón Pulverizado

Subcrítico

150


Supercrítico


ANTIOQUIA - SINIFANA (U5)

con FGD

COSTOS O&M Factor de Capacidad

HHV Carbòn

Heat Rate neto HHV

150


con FGD


con FGD

Ciclo Cerrado

sin FGD

con FGD

sin FGD

300


con FGD


con FGD

Eficiencia Neta




con FGD


Doc. AN-JRC-812-05


289

Tabla 5-19 Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento para La Guajira – Arrucayui



Tipo de Turbina




1,797 14.17 3.87 5.77 85% 11,770 9,528 35.81 82,500 1.53 14.581,859 14.17 3.87 5.77 85% 11,770 9,598 35.55 82,500 1.53 14.681,524 14.17 3.87 5.77 85% 11,770 9,310 36.65 82,500 1.53 14.241,587 14.17 3.87 5.77 85% 11,770 9,506 35.90 82,500 1.53 14.54

Carbón Pulverizado

Subcrítico

Supercrítico

150

Ciclo Abierto

300

Ciclo Abierto


LA GUAJIRA - ARRUCAYUI (U6)COSTOS O&M Factor de

Capacidad COSTOS CARBÓN

sin FGD

con FGD


con FGD

Eficiencia Neta

HHV Carbòn

Heat Rate neto HHV


con FGD

Ciclo Cerrado

sin FGD

con FGD


con FGD

sin FGD

con FGD

300


con FGD


con FGD

150





Doc. AN-JRC-812-05


290

5.7 COMENTARIOS GENERALES

Los costos aquí expuestos son muy superiores a los costos históricos que se manejaban hacia el 2004. Los incrementos en demanda por plantas en China y en India y el incremento de los costos de materias primas básicas como el acero entre otros han incrementado recientemente los costos de inversión y repuestos de manera considerable.

Creemos que los costos expuestos aquí ya capturan parte de estos incrementos y reflejan valores aproximados de mercado en Colombia.

Por otro lado el problema que surge es que estos fabricantes están copados en sus fabricas de producción por lo menos los próximos 5 años y entonces los oferentes de las plantas serán fabricantes que no han estado presentes en el mercado tradicional como algunos fabricas en Brasil, la India, China, Corea y algunos países de la Europa Oriental sobre los cuales es muy difícil predecir calidad, tiempos y precios.

Finalmente es importante mencionar que la tendencia de oferta de este tipo de plantas es el suministro de equipos principales por parte de los fabricantes mas no el contrato EPC (por su sigla en inglés Engineering, Procurement and Construction con referencia a la ingeniería, construcción y puesta en marcha de la planta) de la planta, el cual los desarrolladores deben armar o conseguir la firma que integre la planta total. Esta integración requiere del desarrollo de firmas especializadas las cuales hoy en día se encuentran con una lata demanda de trabajo en grandes proyectos y difícilmente se interesan por proyectos pequeños o medianos.

Con esta información solo queremos mencionar que el mercado se encuentra en un momento bastante convulsionado que no permite ver claramente el comportamiento real en estos momentos en cuanto a los tiempos y precios. Lo expuesto aquí ha tratado de reflejar estos aspectos y esperamos sirva de guía para efectos de planeamiento y toma de decisiones.


Doc. AN-JRC-812-05


291

6 EVALUACIÓN FINANCIERA

El objetivo de la evaluación financiera fue establecer la competitividad relativa de los proyectos en el contexto del sector eléctrico colombiano. Como es conocido, la competitividad de los proyectos de generación y por ende la viabilidad financiera de los mismos, es función de su competitividad relativa en dos mercados: i) el Mercado Spot de Electricidad; y ii) el Mercado de Subastas de Energía Firme.

Mientras en el primer mercado (Mercado Spot) se determina la competitividad de corto plazo de los proyectos y su nivel de despachabilidad, que depende de los Costos Variables de Generación, en el segundo (Mercado de Subastas de Energía Firme), se asigna el denominado Cargo por Confiabilidad, señal económica que complementa los requerimientos de ingresos de los proyectos y permite cubrir los Costos Fijos de Generación que no alcanzan a ser remunerados en el mercado de corto plazo.

Teniendo en cuenta lo anterior, puede afirmarse que la viabilidad financiera de un proyecto de generación con una estructura de costos dada, es función del nivel de precios del Mercado Spot y es función del Cargo por Confiabilidad resultante del proceso de Subastas de Energía Firme. En otras palabras, los ingresos que derive un agente del mercado de corto plazo (Mercado Spot) y del mercado de largo plazo (Mercado de Subastas de Energía Firme), deben ser suficientes para cubrir los Costos de Inversión y los Gastos de AO&M en que incurra un agente generador que opere en el mercado eléctrico colombiano.

En consecuencia, se formuló la siguiente estructura de Flujo Financiero para cada uno de los proyectos objeto de evaluación, proyectada durante un período de quince (15) años:

Tabla 6-1 Estructura de Flujo Financiero

ESTRUCTURA FLUJO FINANCIERO INGRESOS Ventas en Bolsa (MWh) Precio Promedio de Venta en Bolsa (USD/MWh) Ventas en Bolsa (USD) Capacidad Instalada (MW) Factor de Carga (%) Cargo por Confiabilidad (USD/MWh) Cargo por Confiabilidad (USD) EGRESOS Capacidad Instalada (MW) O&M Fijos (USD/kW-año) Costos Fijos (USD) Ventas en Bolsa (MWh) O&M Variables (USD/MWh) Combustible (USD/MWh)


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ESTRUCTURA FLUJO FINANCIERO CERE (USD/MWh) AGC (USD/MWh) Ley 99 (USD/MWh) FAZNI (USD/MWh) Costos Variables de Operación (USD) Costo Conexión, Seguros & Otros (USD) Servicios CND & SIC (USD) Contribuciones CREG & SSPD (USD) Otros Egresos (USD) EBITDA (USD) IMPUESTOS (USD) FLUJO DE CAJA LIBRE Flujo de Caja Descontado 2008 – 2022 Valor Residual VALOR COMPAÑÍA

Un proyecto de generación será viable desde el punto de vista financiero, si el Costo de Inversión resulta mayor o igual al Valor de la Compañía, así calculado.

Los principales supuestos utilizados para la determinación de las variables requeridas para la estimación del Flujo Financiero, se describen a continuación:

6.1 SUPUESTOS EVALUACIÓN FINANCIERA

La proyección de las variables asociadas con los Ingresos es de mayor complejidad que aquellas asociadas con los Egresos. Mientras el pronóstico sobre la evolución de estas últimas, no requiere de mayores análisis, la evolución de los Ingresos está sujeta a la simulación del despacho hidrotérmico del sistema en el largo plazo.

6.1.1 Variables de Ingresos La UPME, luego de discutir con esta entidad los supuestos implícitos para la simulación de un escenario probable de despacho hidrotérmico, facilitó la corrida del modelo cuyos resultados fueron la base del ejercicio realizado.

Los principales supuestos de la corrida se presentan a continuación:

6.1.1.1 Plan de Expansión Los proyectos previstos en el Plan de Expansión, así como, su fecha probable de entrada en operación fueron los siguientes:


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Tabla 6-2 Proyectos previstos en el Plan de Expansión

PLAN DE EXPANSIÓN CAPACIDAD

MW HIDRO GAS CARBÓN COGEN GAS FUEL PROYECTOS

2008 45 Tebsa

2009 59 51 19 163 Amaime, Bugalagrande, Argos, Mayaguez, Termocol (100 MW), Cartagena2 (63 MW)

2010 245 160 Amoya (80 MW), U. Porce III (165 MW), Flores IV

2011 522 Porce III (495 MW), Manso (27 MW)

2012 103 Merril 2013 146 400 Candelaria, Carbón Interior 2014 2015 400 Quimbo 2016 800 Sogamoso

2017 810 Porce IV (400 MW), Miel 2 (410 MW)

2018 300 300 Gas Ciclo Combinado (Cusiana), Carbón Norte de Santander

2019

2020 300 450 Gas Ciclo Combinado (Costa), Carbón Interior (150 MW) y Carbón Costa (300 MW)

2021 450 Carbón Costa 2022 600 Carbón Costa

SUBTOTAL 2,836 1,054 2,251 19 163

Durante el período de proyección, 2008 – 2022, se prevé la instalación de 6.323 MW con el fin de cubrir los requerimientos de crecimiento de la demanda del país, con niveles de confiabilidad adecuados.

Priman en este Plan de Expansión los proyectos hidroeléctricos, seguidos de cerca por proyectos con base en carbón. Nótese que los principales proyectos a gas corresponden al cierre de ciclos durante los primeros años de la proyección, entrando nuevas unidades solo a partir de 2018. Este supuesto refleja las condiciones actuales del país, en materia de limitaciones de las reservas de gas.

6.1.1.2 Precios de Combustibles La simulación del despacho hidrotérmico del sistema requirió la definición de escenarios de evolución de los precios de los combustibles (Gas Natural y Carbón). En el caso del


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Gas Natural se tuvo en cuenta, tanto la estructura vigente de regulación de los precios del campo de Ballena, como los eventuales precios resultantes de la renegociación de los contratos de suministro actuales, considerando las respectivas fechas de vencimiento.

Teniendo en cuenta los precios que se han registrado en los procesos recientes de enajenación de gas proveniente de campos libres y la tendencia natural de los mismos a alcanzar niveles internacionales, se definió el siguiente escenario:

Tabla 6-3 Precio de Renovación Contratos de Gas Termoeléctricas - Según Vencimiento de Contratos de Gas (Referencia Barranquilla)

Año USD/MBTU 2007 2.78 2008 3.28 2009 3.78 2010 4.28 2011 4.78 2012 5.27 2013 5.77 2014 6.28 2015 6.77 2016 7.27

En el caso del Carbón, se consideró razonable utilizar para la corrida del modelo de despacho, un precio promedio de 40 USD/Ton.

En la siguiente tabla se presentan los Costos de Carbón (Suministro + Transporte), usados en la evaluación financiera, según ubicación de proyectos:

Tabla 6-4 Costos de Carbón (Suministro + Transporte)

Área Geográfica

Precio de Referencia Carbón por Ubicación

($ de 2007) $/ton USD/MBTU

NORTE DE SANTANDER - GUADUAS 62,000 1.16 CUNDINAMARCA RIO SECO 70,000 1.25

CUNDINAMARCA COLMENARES 70,000 1.25 CESAR - CHIRIGUANA 73,109 1.37 ANTIOQUIA - SINIFANA 70,000 1.43

LA GUAJIRA - ARRUCAYUI 82,500 1.53 COSTA ATLANTICA 98,789 1.85 VALLE DEL CAUCA 64,086 1.26


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Los precios regionales consideran, entre otros aspectos, la diferencia en las calidades del Carbón disponible en las distintas zonas.

6.1.1.3 Costo Marginal del Mercado Spot Los resultados de la proyección de precios del Mercado Spot (Costo Marginal del Sistema), derivados de la corrida del Modelo de Despacho, se muestran gráfica y numéricamente, a continuación:

Costo Marginal del Sistema

35.0037.50

40.0042.5045.00

47.5050.0052.50

55.0057.5060.00

62.5065.00

Ene-08M

ay-08Sep-08Ene-09M

ay-09Sep-09Ene-10M

ay-10Sep-10Ene-11M

ay-11Sep-11Ene-12M

ay-12Sep-12Ene-13M

ay-13Sep-13Ene-14M

ay-14Sep-14Ene-15M

ay-15Sep-15Ene-16M

ay-16Sep-16Ene-17M

ay-17Sep-17Ene-18M

ay-18Sep-18Ene-19M

ay-19Sep-19Ene-20M

ay-20Sep-20Ene-21M

ay-21Sep-21Ene-22M

ay-22Sep-22

Mes/Año

USD

/MW

h (U

SD d

e D

ic d

e 20

06)

Figura 6-1 Costo Marginal del Sistema


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Tabla 6-5 Proyección Costo Marginal Sistema - UPME (Considerando Vencimiento de Contratos de Gas)

USD de Diciembre de 2006 Mes/Año USD/MWh Mes/Año USD/MWh Mes/Año USD/MWh Mes/Año USD/MWh Mes/Año USD/MWh

01/2008 44.43 01/2011 52.66 01/2014 54.66 01/2017 52.18 01/2020 54.00

02/2008 45.41 02/2011 57.77 02/2014 57.35 02/2017 54.10 02/2020 55.77

03/2008 46.09 03/2011 61.29 03/2014 58.35 03/2017 54.91 03/2020 56.48

04/2008 46.48 04/2011 56.58 04/2014 56.61 04/2017 53.87 04/2020 55.16

05/2008 44.86 05/2011 53.66 05/2014 54.58 05/2017 51.73 05/2020 53.40

06/2008 44.25 06/2011 52.98 06/2014 53.33 06/2017 50.24 06/2020 52.89

07/2008 43.95 07/2011 51.95 07/2014 53.09 07/2017 50.00 07/2020 52.52

08/2008 43.84 08/2011 51.66 08/2014 53.44 08/2017 49.00 08/2020 52.64

09/2008 44.90 09/2011 51.44 09/2014 53.62 09/2017 45.83 09/2020 53.04

10/2008 44.96 10/2011 52.22 10/2014 53.56 10/2017 50.10 10/2020 52.99

11/2008 45.22 11/2011 52.88 11/2014 54.08 11/2017 51.05 11/2020 52.98

12/2008 46.24 12/2011 53.57 12/2014 55.91 12/2017 52.19 12/2020 54.37

01/2009 47.12 01/2012 53.99 01/2015 54.11 01/2018 52.37 01/2021 53.54

02/2009 49.10 02/2012 56.92 02/2015 57.98 02/2018 55.12 02/2021 55.38

03/2009 49.46 03/2012 59.01 03/2015 58.69 03/2018 56.26 03/2021 56.08

04/2009 49.57 04/2012 58.36 04/2015 55.59 04/2018 54.27 04/2021 54.92

05/2009 48.37 05/2012 55.19 05/2015 52.37 05/2018 51.63 05/2021 52.81

06/2009 48.15 06/2012 53.46 06/2015 51.82 06/2018 50.76 06/2021 51.68

07/2009 47.83 07/2012 52.64 07/2015 50.84 07/2018 50.09 07/2021 51.08

08/2009 47.98 08/2012 52.66 08/2015 50.61 08/2018 50.42 08/2021 51.22

09/2009 48.30 09/2012 53.96 09/2015 51.31 09/2018 50.55 09/2021 52.15

10/2009 49.04 10/2012 53.59 10/2015 51.42 10/2018 50.68 10/2021 51.60

11/2009 49.18 11/2012 54.65 11/2015 51.49 11/2018 51.74 11/2021 51.99

12/2009 50.05 12/2012 56.03 12/2015 52.36 12/2018 52.74 12/2021 54.20

01/2010 51.03 01/2013 55.37 01/2016 53.05 01/2019 53.46 01/2022 51.83

02/2010 53.32 02/2013 57.71 02/2016 55.12 02/2019 54.93 02/2022 54.48

03/2010 52.97 03/2013 58.89 03/2016 55.53 03/2019 55.91 03/2022 55.43

04/2010 52.23 04/2013 57.21 04/2016 53.28 04/2019 55.40 04/2022 53.31

05/2010 50.52 05/2013 54.73 05/2016 51.03 05/2019 53.59 05/2022 50.64

06/2010 49.59 06/2013 53.49 06/2016 50.04 06/2019 53.01 06/2022 48.65

07/2010 49.15 07/2013 53.32 07/2016 50.31 07/2019 51.92 07/2022 48.59

08/2010 49.34 08/2013 53.27 08/2016 51.06 08/2019 52.64 08/2022 48.88

09/2010 50.59 09/2013 53.44 09/2016 50.48 09/2019 53.14 09/2022 49.84

10/2010 51.08 10/2013 53.70 10/2016 50.48 10/2019 53.06 10/2022 49.80

11/2010 51.27 11/2013 54.47 11/2016 50.61 11/2019 53.38 11/2022 49.52

12/2010 52.56 12/2013 55.84 12/2016 51.63 12/2019 54.19 12/2022 50.04


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Debe tenerse en cuenta que los Costos Marginales incluyen un “Precio Piso” constituido por los siguientes conceptos:

• CERE: Cargo por Confiabilidad. El Cargo se recauda a través de los Generadores con base en su energía despachada.

• AGC: Automatic Generation Control. Costo del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia.

• Ley 99 de 1993: Transferencia del Sector Eléctrico al Sector Medioambiental. Las empresas generadoras hidroeléctricas transfieren el 6% de sus ventas brutas de energía, de acuerdo con tarifa de venta en bloque fijada por la CREG. En el caso de las centrales térmicas la transferencia es del 4%.

• FAZNI: Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas. Creado por el Artículo 81 y siguientes de la Ley 633 de 2000.

La suma de los cuatro conceptos descritos en la simulación de despacho efectuada por la UPME, asciende a 17.61 USD/MWh (USD de Diciembre de 2006).

Esta suma, actualizada a USD de Diciembre de 2007, se desagregó por ítems como se muestra a continuación:

Tabla 6-6 Piso Bolsa

USD/MWh (USD Dic de 2007)

Costo CXC Costo AGC Costo Ley-99 de 1993 FAZNI

13.05 3.00 1.55 0.70

Si bien el “Precio Piso” se computa como Ingreso, por estar implícito en el Costo Marginal, se constituye en variable de Egreso, con ligeros ajustes en el caso del cargo por Ley 99 de 1993, como se explicará posteriormente.

Así mismo, el CERE considerado, 13.05 USD/MWh, adopta otros valores según simulaciones efectuadas con relación al precio de las Subastas de Energía Firme.

6.1.1.4 Cargo por Confiabilidad El Cargo por Confiabilidad actual, 13.05 USD/MWh, estará vigente hasta el año 2012. A partir de 2013, este Cargo será el resultado de las Subastas de Energía Firme ya mencionadas.

A efectos de la evaluación que nos ocupa, se tomaron dos escenarios en lo referente al Cargo por Confiabilidad:

• Primer Escenario: El Cargo por Confiabilidad permanece invariable durante el período de proyección restante (2013 – 2022).


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• Segundo Escenario: El Cargo por Confiabilidad a partir de 2013 es tal, que viabiliza el proyecto objeto de análisis. Es decir, es el Cargo que se requiere para que se cumpla con la ecuación: Valor Compañía = Costo de Inversión. En otras palabras, el Flujo de Caja Descontado + Valor Residual = Costo de Inversión.

El resultado obtenido en desarrollo del Segundo Escenario, equivale a la Oferta de Precio Mínima que un agente con un proyecto dado, efectuaría en el contexto de la Subasta de Energía Firme.

6.1.2 Variables de Egresos Una vez efectuada la evaluación económica de los proyectos identificados, que permitió estimar los costos asociados con cada uno de ellos, fue posible discriminar la estructura de costos en los siguientes conceptos:

• Costo de Instalación, USD/kW;

• Costos de O&M:

- Fijos, USD/kW-año;

- Variables, USD/MWh; y

- Promedio, USD/MWh

Así mismo, se estimaron los Costos de Combustible (Carbón + Transporte de Carbón), contando con la siguiente información:

• Factor de Carga, %;

• Poder Calorífico, BTU/Lb;

• Factor de Conversión, BTU/kWh;

• Eficiencia Neta, %; y

• Costos Carbón, $/Ton

Con los parámetros antes mencionados, los Costos de Combustible se expresaron en USD/MBTU y en USD/MWh. Para cada proyecto se establecieron los Costos Variables de Generación, resultantes de la agregación de los Costos Variables de O&M y los Costos de Combustible correspondientes.

A los Costos Variables así calculados, se les adicionaron los conceptos: CERE, AGC, Ley 99 de 1993 (Ajustado), y FAZNI, “Precio Piso” obligado de los Precios de Oferta en Bolsa.

Con relación a los ítems de Egresos asociados con el “Precio Piso”, se efectuó un ajuste en el caso del impuesto fijado por la Ley 99 de 1993, cambiando el 1.55 USD/MWh (USD Dic de 2007), resultado de una ponderación de las Tasas del 6% (Hidraúlicas) y el 4% (Térmicas), por 1.09 USD/MWh (USD Dic de 200/), con el fin de reflejar exclusivamente la Tasa aplicable al parque térmico.

Finalmente, con relación a Otros Egresos (Costo Conexión, Seguros & Otros; Servicios CND & SIC; y Contribuciones CREG & SSPD), los criterios de fijación fueron los siguientes:


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• Costo Conexión, Seguros & Otros = 2.5% x O&M Fijos;

• Servicios CND & SIC ~ 50% x Costos del CND & SIC, ponderado por la Capacidad Instalada del proyecto, da la Capacidad Instalada Total; y

• Contribuciones CREG & SSPD = (0.5% + 1.0%) x (O&M Fijos + O&M Variables). Es decir, el 1.5% de los Gastos de Funcionamiento, referidos al año inmediatamente anterior.

Para obtener el Flujo de Caja Descontado y el Valor Residual, se tomó una Tasa de Descuento del 12% en dólares constantes.

6.2 PROYECTOS EVALUADOS

La metodología descrita se aplicó a los proyectos identificados en desarrollo de la presente consultoría. Cada proyecto está caracterizado en función de las siguientes variables: Ubicación, Tecnología, Tamaño de la Unidad y Tipo de Turbina.

El valor y la sigla de identificación de cada variable, se muestra a continuación:

Tabla 6-7 Identificación de cada variable para Proyectos Evaluados

UBICACIONES U1 Ubicación 1 NORTE DE SANTANDER - GUADUAS U2 Ubicación 2 CUNDINAMARCA RIO SECO U3 Ubicación 3 CUNDINAMARCA COLMENARES U4 Ubicación 4 CESAR - CHIRIGUANA U5 Ubicación 5 ANTIOQUIA - SINIFANA U6 Ubicación 6 LA GUAJIRA - ARRUCAYUI U7 Ubicación 7 COSTA ATLANTICA U8 Ubicación 8 VALLE DEL CAUCA

TECNOLOGÍAS TEC1 CP-SUB-CA-SFGD Carbón Pulverizado Subcrítico Ciclo Abierto Sin FGD TEC2 CP-SUB-CA-CFGD Carbón Pulverizado Subcrítico Ciclo Abierto Con FGD TEC3 CP-SUB-CC-SFGD Carbón Pulverizado Subcrítico Ciclo Cerrado Sin FGD TEC4 CP-SUB-CC-CFGD Carbón Pulverizado Subcrítico Ciclo Cerrado Con FGD TEC5 CP-SUP-CA-SFGD Carbón Pulverizado Supercrítico Ciclo Abierto Sin FGD TEC6 CP-SUP-CA-CFGD Carbón Pulverizado Supercrítico Ciclo Abierto Con FGD TEC7 CP-SUP-CC-SFGD Carbón Pulverizado Supercrítico Ciclo Cerrado Sin FGD TEC8 CP-SUP-CC-CFGD Carbón Pulverizado Supercrítico Ciclo Cerrado Con FGD TEC9 LF-AFBC-CA-SFGD Lecho Fluidizado AFBC Ciclo Abierto Sin FGD

TEC10 LF-AFBC-CC-CFGD Lecho Fluidizado AFBC Ciclo Cerrado Con FGD TEC11 IGCC-GEE IGCC GEE


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300

TAMAÑOS T1 Tamaño 1 150 MW T2 Tamaño 2 300 MW T3 Tamaño 3 600 MW T4 Tamaño 4 214 MW T5 Tamaño 5 750 MW

TIPO DE TURBINA TUR1 Turbina 1 Estándar TUR2 Turbina 2 Eficiente

Se evaluaron un total de 236 proyectos, resultantes de la siguiente combinación de variables:

Tabla 6-8 Total de Proyectos Evaluados

PROYECTOS EVALUADOS UBICACIONES TECNOLOGÍAS TAMAÑOS TIPO DE TURBINA TOTAL

U1 8 2 2 32 2 2 1 4

U2 8 2 2 32 2 2 1 4

U3 8 2 2 32 2 2 1 4

U4 8 3 2 48 2 3 1 6

U5 8 2 2 32 2 2 1 4

U6 8 2 2 32 2 2 1 4

U7 1 1 1 1 U8 1 1 1 1

TOTAL 236

Las Tecnología IGCC-GEE, solo se evaluó en las dos Ubicaciones en las que se considera factible su instalación: U7 (Costa Atlántica) y U8 (Valle del Cauca).

6.3 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN

Los Modelos de Evaluación Financiera se anexan al presente informe en medio magnético que se encuentran en Carpeta del mismo nombre. La Carpeta contiene dos Sub-Carpetas: Modelos T Estándar y Modelos T Eficiente, la primera con 9 Archivos y la Segunda con 7 Archivos, todos ellos en Excel.


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301

A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos:

6.3.1 Primer Escenario Cargo por Confiabilidad En los siguientes Numerales se presentan los resultados de la Evaluación Financiera, bajo un escenario en el cual el Cargo por Confiabilidad actual permanece en el mismo nivel durante todo el período de proyección. Es decir 13.05 USD/MWh (2008 – 2012) y 13.05 USD/MWh (2013 – 2022).

6.3.1.1 Resultados de la Evaluación de los 236 Proyectos – Primer Escenario Cargo por Confiabilidad

En la siguiente tabla se muestran los resultados de la evaluación financiera de los 236 proyectos considerados. Se especifica, además de las siglas que permiten la identificación del proyecto, las siguientes variables asociadas:

• Costo Inversión

• Supuesto Cargo por Confiabilidad, Primer Escenario

• Flujo de Caja Descontado (Incluye Valor Residual)

• % Flujo de Caja/Costo Inversión

Tabla 6-9 Resultados de la Evaluación Financiera

PROYECTOS POR UBICACIÓN

Ubicación Tecnología Tamaño Tipo Turbina

Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado

% Flujo de Caja/Costo Inversión

Mill USD (Dic 07) (USD/MWh) Mill USD

(Dic 07) %

1 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 210.3 13.05 185.9 88% 2 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 267.3 13.05 165.7 62% 3 U1 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 217.8 13.05 179.8 83% 4 U1 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 275.6 13.05 163.0 59% 5 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 218.2 13.05 186.7 86% 6 U1 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 272.6 13.05 170.7 63% 7 U1 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 224.5 13.05 184.7 82% 8 U1 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 280.1 13.05 168.6 60% 9 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 275.1 13.05 176.0 64%

10 U1 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 284.7 13.05 175.1 62% 11 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 349.6 13.05 368.8 105% 12 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 440.7 13.05 335.6 76% 13 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 13.05 370.0 107% 14 U1 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 433.2 13.05 336.7 78% 15 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 353.2 13.05 374.7 106% 16 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 442.2 13.05 342.7 78%


Doc. AN-JRC-812-05


302



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

17 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 13.05 370.5 102% 18 U1 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 454.8 13.05 338.6 74% 19 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 463.9 13.05 353.3 76% 20 U1 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 481.0 13.05 351.6 73% 21 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 212.7 13.05 188.0 88% 22 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 268.5 13.05 168.0 63% 23 U1 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 222.2 13.05 183.7 83% 24 U1 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 278.0 13.05 167.0 60% 25 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 220.5 13.05 187.5 85% 26 U1 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 274.6 13.05 171.5 62% 27 U1 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 229.2 13.05 186.7 81% 28 U1 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 283.7 13.05 170.7 60% 29 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 13.05 373.2 105% 30 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 444.3 13.05 340.1 77% 31 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 13.05 378.1 102% 32 U1 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 459.7 13.05 345.1 75% 33 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 13.05 376.7 105% 34 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 445.3 13.05 344.7 77% 35 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 13.05 374.9 101% 36 U1 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 458.3 13.05 342.9 75% 37 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 219.6 13.05 179.8 82% 38 U2 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 283.9 13.05 163.0 57% 39 U2 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 227.6 13.05 178.0 78% 40 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 291.9 13.05 161.1 55% 41 U2 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 227.8 13.05 184.4 81% 42 U2 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 288.5 13.05 168.3 58% 43 U2 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 234.0 13.05 183.0 78% 44 U2 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 295.9 13.05 166.8 56% 45 U2 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 283.5 13.05 173.4 61% 46 U2 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 293.1 13.05 173.1 59% 47 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 357.0 13.05 362.7 102% 48 U2 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 458.7 13.05 329.1 72% 49 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 369.5 13.05 359.3 97% 50 U2 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 472.0 13.05 325.6 69% 51 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 364.8 13.05 370.3 102% 52 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 466.1 13.05 338.0 73% 53 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 378.0 13.05 367.3 97% 54 U2 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 479.7 13.05 335.0 70%


Doc. AN-JRC-812-05


303



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

55 U2 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 474.3 13.05 348.1 73% 56 U2 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 489.9 13.05 347.5 71% 57 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 219.0 13.05 182.2 83% 58 U2 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 281.8 13.05 165.5 59% 59 U2 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 229.1 13.05 182.0 79% 60 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 291.4 13.05 165.2 57% 61 U2 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 228.7 13.05 185.3 81%

62 U2 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 289.3 13.05 169.1 58%

63 U2 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 237.5 13.05 185.0 78%

64 U2 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 298.5 13.05 168.8 57% 65 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 368.8 13.09 368.8 100% 66 U2 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 467.4 13.05 335.1 72% 67 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 383.3 13.05 368.0 96% 68 U2 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 483.0 13.05 334.6 69%

69 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 13.05 372.2 101%

70 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 414.7 13.05 340.0 82% 71 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 381.6 13.05 371.9 97%

72 U2 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 484.2 13.05 339.5 70%

73 U3 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 223.1 13.05 181.2 81%

74 U3 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 297.4 13.05 164.1 55% 75 U3 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.6 13.05 180.3 78% 76 U3 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 305.5 13.05 163.2 53% 77 U3 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 237.3 13.05 185.5 78% 78 U3 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 308.4 13.05 169.1 55%


80 U3 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 315.9 13.05 168.4 53% 81 U3 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 302.4 13.05 175.5 58%

82 U3 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 312.9 13.05 174.9 56%






Doc. AN-JRC-812-05


304



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %





100 U3 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 323.3 13.05 170.4 53% 101 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 398.4 17.57 398.4 100%

102 U3 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 514.5 44.09 514.5 100%

103 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 414.6 20.63 414.6 100%

104 U3 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 532.3 47.46 532.3 100% 105 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 392.9 16.11 392.9 100% 106 U3 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 509.8 42.59 509.8 100% 107 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 418.3 20.67 418.3 100% 108 U3 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 535.1 47.13 535.1 100%


110 U4 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 265.9 13.05 156.6 59% 111 U4 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 210.5 13.05 170.1 81%

112 U4 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 274.4 13.05 148.7 54%


114 U4 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 268.0 13.05 162.2 61% 115 U4 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 215.1 13.05 175.7 82% 116 U4 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 275.5 13.05 159.5 58% 117 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 272.2 13.05 167.1 61% 118 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 281.7 13.05 165.8 59%





124 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 437.9 13.05 325.9 74% 125 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 13.05 353.1 100% 126 U4 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 450.7 13.05 320.7 71% 127 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 463.3 13.05 335.7 72%


Doc. AN-JRC-812-05


305



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %





133 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 13.05 717.5 117% 134 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR1 767.5 13.05 653.0 85% 135 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR1 635.0 13.05 707.5 111% 136 U4 CP-SUP-CC-CFGD T3 TUR1 797.6 13.05 642.7 81% 137 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T3 TUR1 811.1 13.05 674.7 83% 138 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T3 TUR1 844.7 13.05 669.6 79% 139 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 206.7 13.05 175.9 85% 140 U4 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 267.8 13.05 159.2 59% 141 U4 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 216.2 13.05 174.5 81% 142 U4 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 277.7 13.05 153.6 55% 143 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 211.1 13.05 179.2 85% 144 U4 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 269.8 13.05 163.1 60% 145 U4 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 219.6 13.05 178.0 81% 146 U4 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 279.1 13.05 161.9 58% 147 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 13.05 348.4 100% 148 U4 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 444.6 13.05 323.0 73% 149 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 361.7 13.05 353.8 98% 150 U4 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 460.0 13.05 320.4 70% 151 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 13.05 360.3 104% 152 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 441.4 13.05 328.1 74% 153 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 359.0 13.05 357.9 100% 154 U4 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 456.7 13.05 325.7 71% 155 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 13.05 716.7 113% 156 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR2 767.9 13.05 650.0 85% 157 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 13.05 714.0 108% 158 U4 CP-SUB-CC-CFGD T3 TUR2 823.5 13.05 647.5 79% 159 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 13.05 726.9 115% 160 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR2 787.3 13.05 662.7 84% 161 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 13.05 724.5 109% 162 U4 CP-SUP-CC-CFGD T3 TUR2 819.1 13.05 660.2 81% 163 U5 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 227.2 13.05 170.8 75% 164 U5 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 293.3 13.05 153.8 52%


Doc. AN-JRC-812-05


306



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

165 U5 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.4 13.05 166.7 72% 166 U5 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 300.3 13.05 149.6 50% 167 U5 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 232.8 13.05 174.1 75% 168 U5 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 297.1 13.05 157.8 53% 169 U5 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 236.2 13.05 172.4 73% 170 U5 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 304.2 13.05 156.1 51% 171 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 292.5 13.05 164.2 56% 172 U5 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 304.2 13.05 163.2 54% 173 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 360.4 13.05 340.9 95% 174 U5 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 453.7 13.05 307.0 68% 175 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 372.9 13.05 337.1 90% 176 U5 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 483.2 13.05 303.1 63% 177 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 370.0 13.05 350.6 95% 178 U5 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 474.8 13.05 317.1 67% 179 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 381.8 13.05 346.4 91% 180 U5 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 487.9 13.05 313.6 64% 181 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 464.7 13.05 327.3 70%













Doc. AN-JRC-812-05


307



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

202 U6 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 274.0 13.05 145.3 53% 203 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 207.2 13.05 170.4 82% 204 U6 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 265.9 13.05 154.3 58%



207 U6 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 269.6 13.05 159.1 59%

208 U6 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 278.9 13.05 158.5 57% 209 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 339.5 13.05 337.3 99% 210 U6 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 436.7 13.05 303.8 70% 211 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 349.5 13.05 328.7 94% 212 U6 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 449.8 13.05 295.0 66%




216 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 443.8 13.05 306.3 69% 217 U6 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 457.1 13.05 322.0 70% 218 U6 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 476.1 13.05 318.7 67% 219 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 205.3 13.05 168.9 82% 220 U6 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 266.2 13.05 152.2 57%




224 U6 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 267.6 13.05 155.3 58% 225 U6 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 217.6 13.05 170.9 79% 226 U6 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 276.3 13.05 155.4 56% 227 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 343.1 13.05 342.7 100% 228 U6 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 438.3 13.05 309.4 71%




232 U6 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 435.2 13.05 314.9 72% 233 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 354.8 13.05 344.0 97% 234 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 449.7 13.05 311.7 69% 235 U7 IGCC-GEE T5 1,778.9 13.05 561.9 32% 236 U8 IGCC-GEE T4 681.0 13.05 199.6 29%


Doc. AN-JRC-812-05


308

En las condiciones de simulación descritas, es decir, bajo el supuesto del Primer Escenario de Cargo por Confiabilidad (13.05 USD/MWh durante todo el período de proyección), resultan viables 33 proyectos. Es decir, el 33% de la muestra considerada.

La Ubicación de estos proyectos es la siguiente: 8 en la U1; 4 en la U2; 6 en la U3; 13 en la U4; y 2 en la U6. Cifras que corresponden respectivamente al 25%, 13%, 19%, 27% y 6% de los proyectos considerados en cada una de estas Ubicaciones.

Esto mostraría, en este escenario, que las Ubicaciones más competitivas en principio, serían Norte de Santander y Cesar, seguidas por Cundinamarca.

6.3.1.2 Viabilidad vs. Costos de Inversión – Primer Escenario Cargo por Confiabilidad

En la siguiente tabla se presentan los mismos resultados del Numeral anterior, ordenados según Costo de Inversión, para facilitar visualmente el análisis.

Los Costos de Inversión de los proyectos evaluados van desde 200 millones de USD hasta 1.780 millones de USD, reflejando la Tecnología más simple y el menor Tamaño de Unidad y la Tecnología más compleja y el mayor Tamaño de Unidad, respectivamente.

Tabla 6-10 Resultados de la Evaluación Financiera por costo de Inversión

PROYECTOS POR COSTO DE INVERSIÓN


Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

1 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 202.8 13.05 166.1 82% 2 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 203.4 13.05 173.4 85%


4 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 206.7 13.05 175.9 85% 5 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 207.2 13.05 170.4 82% 6 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 208.7 13.05 178.3 85% 7 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 209.3 13.05 172.5 82% 8 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 210.3 13.05 185.9 88% 9 U6 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 210.4 13.05 162.2 77%




13 U6 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 213.2 13.05 168.4 79% 14 U6 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 215.0 13.05 167.1 78% 15 U4 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 215.1 13.05 175.7 82% 16 U4 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 216.2 13.05 174.5 81% 17 U6 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 217.6 13.05 170.9 79% 18 U1 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 217.8 13.05 179.8 83%


Doc. AN-JRC-812-05


309



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

19 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 218.2 13.05 186.7 86% 20 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 219.0 13.05 182.2 83%

21 U4 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 219.6 13.05 178.0 81% 22 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 219.6 13.05 179.8 82%


24 U1 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 222.2 13.05 183.7 83% 25 U3 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 223.1 13.05 181.2 81% 26 U1 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 224.5 13.05 184.7 82% 27 U5 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 226.5 13.05 172.9 76% 28 U5 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 227.2 13.05 170.8 75% 29 U2 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 227.6 13.05 178.0 78% 30 U2 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 227.8 13.05 184.4 81%


32 U2 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 229.1 13.05 182.0 79% 33 U1 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 229.2 13.05 186.7 81%

34 U5 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.4 13.05 166.7 72% 35 U3 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.6 13.05 180.3 78% 36 U5 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 232.8 13.05 174.1 75% 37 U5 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 233.0 13.05 175.0 75% 38 U5 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 233.9 13.05 171.2 73% 39 U2 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 234.0 13.05 183.0 78% 40 U3 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 234.9 13.05 184.6 79% 41 U5 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 236.2 13.05 172.4 73% 42 U3 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 237.3 13.05 185.5 78% 43 U2 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 237.5 13.05 185.0 78% 44 U5 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 241.9 13.05 174.8 72% 45 U3 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 243.2 13.05 186.9 77% 46 U3 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 245.3 13.05 184.8 75% 47 U3 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 247.6 13.05 183.9 74% 48 U3 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 255.2 13.05 186.7 73% 49 U6 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 264.7 13.05 149.3 56% 50 U6 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 265.9 13.05 154.3 58% 51 U4 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 265.9 13.05 156.6 59% 52 U6 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 266.2 13.05 152.2 57% 53 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 267.3 13.05 165.7 62% 54 U6 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 267.6 13.05 155.3 58% 55 U4 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 267.8 13.05 159.2 59%


Doc. AN-JRC-812-05


310



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

56 U4 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 268.0 13.05 162.2 61% 57 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 268.5 13.05 168.0 63% 58 U6 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 269.6 13.05 159.1 59% 59 U4 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 269.8 13.05 163.1 60% 60 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 272.2 13.05 167.1 61%




64 U4 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 274.4 13.05 148.7 54% 65 U1 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 274.6 13.05 171.5 62% 66 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 275.1 13.05 176.0 64% 67 U4 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 275.5 13.05 159.5 58%








75 U1 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 280.1 13.05 168.6 60% 76 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 281.7 13.05 165.8 59% 77 U2 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 281.8 13.05 165.5 59%








85 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 291.4 13.05 165.2 57% 86 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 291.9 13.05 161.1 55% 87 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 292.5 13.05 164.2 56% 88 U2 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 293.1 13.05 173.1 59%





Doc. AN-JRC-812-05


311



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %



94 U5 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 300.3 13.05 149.6 50% 95 U5 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 300.3 13.05 150.0 50% 96 U5 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 300.8 13.05 158.8 53% 97 U3 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 302.4 13.05 175.5 58%



100 U5 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 304.2 13.05 156.1 51% 101 U3 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 304.5 13.05 167.7 55%




105 U3 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 313.5 13.05 171.0 55% 106 U3 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 314.7 13.05 167.0 53% 107 U3 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 315.9 13.05 168.4 53%








115 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 13.05 370.0 107% 116 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 13.05 360.3 104% 117 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 13.05 348.4 100% 118 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 347.9 13.05 338.7 97%







125 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 13.05 373.2 105% 126 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 357.0 13.05 362.7 102% 127 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 13.05 376.7 105%


Doc. AN-JRC-812-05


312



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %



130 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 360.4 13.05 340.9 95% 131 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 361.7 13.05 353.8 98%





136 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 369.5 13.05 359.3 97% 137 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 13.05 374.9 101% 138 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 370.0 13.05 350.6 95% 139 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 13.05 372.2 101% 140 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 371.6 13.05 347.8 94%

141 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 372.8 13.05 366.3 98% 142 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 372.9 13.05 337.1 90%


144 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 378.0 13.05 367.3 97% 145 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 381.6 13.05 371.9 97% 146 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 381.8 13.05 346.4 91% 147 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 383.3 13.05 368.0 96% 148 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 385.0 13.05 364.5 95%




152 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 392.9 16.11 392.9 100% 153 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 398.4 17.57 398.4 100% 154 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 400.5 13.05 371.2 93% 155 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 414.6 20.63 414.6 100% 156 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 414.7 13.05 340.0 82%



159 U1 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 433.2 13.05 336.7 78% 160 U6 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 435.2 13.05 314.9 72% 161 U6 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 436.7 13.05 303.8 70% 162 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 437.9 13.05 325.9 74% 163 U6 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 438.3 13.05 309.4 71% 164 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 440.7 13.05 335.6 76%


Doc. AN-JRC-812-05


313



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

165 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 441.4 13.05 328.1 74% 166 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 442.2 13.05 342.7 78% 167 U4 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 443.5 13.05 317.9 72% 168 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 443.8 13.05 306.3 69% 169 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 444.3 13.05 340.1 77% 170 U4 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 444.6 13.05 323.0 73% 171 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 445.3 13.05 344.7 77% 172 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 449.7 13.05 311.7 69% 173 U6 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 449.8 13.05 295.0 66% 174 U4 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 450.7 13.05 320.7 71% 175 U6 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 453.1 13.05 306.0 68% 176 U5 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 453.7 13.05 307.0 68% 177 U1 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 454.8 13.05 338.6 74% 178 U4 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 456.7 13.05 325.7 71% 179 U4 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 456.7 13.05 310.4 68% 180 U6 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 457.1 13.05 322.0 70%





185 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 463.3 13.05 335.7 72% 186 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 463.9 13.05 353.3 76% 187 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 464.7 13.05 327.3 70% 188 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 466.1 13.05 338.0 73%





193 U5 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 474.8 13.05 317.1 67% 194 U6 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 476.1 13.05 318.7 67% 195 U5 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 478.3 13.05 314.1 66%








Doc. AN-JRC-812-05


314



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

202 U2 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 484.2 13.05 339.5 70% 203 U5 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 487.9 13.05 313.6 64%






209 U3 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 509.8 42.59 509.8 100% 210 U3 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 510.1 13.05 352.3 69% 211 U3 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 510.2 13.05 330.4 65%





216 U3 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 535.1 47.13 535.1 100% 217 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR1 592.1 13.05 711.2 120% 218 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR1 607.0 13.05 693.5 114% 219 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 13.05 717.5 117%






225 U8 IGCC-GEE T4 681.0 13.05 199.6 29% 226 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR1 751.8 13.05 644.5 86% 227 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR1 767.5 13.05 653.0 85% 228 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR2 767.9 13.05 650.0 85%





233 U4 CP-SUP-CC-CFGD T3 TUR2 819.1 13.05 660.2 81% 234 U4 CP-SUB-CC-CFGD T3 TUR2 823.5 13.05 647.5 79% 235 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T3 TUR1 844.7 13.05 669.6 79%

236 U7 IGCC-GEE T5 1,778.9 13.05 561.9 32%


Doc. AN-JRC-812-05


315

El Costo de Inversión de los proyectos viables oscila entre 337 millones de dólares y 662 millones de dólares, con un promedio aproximado de 440 millones de dólares. Cabe resaltar que no son los proyectos de menor Costo de Inversión los que resultan viables, lo que confirmaría las obvias economías de escala de las Tecnologías de Generación con base en Carbón.

6.3.1.3 Resultados Flujo de Caja Vs. Costos de Inversión – Primer Escenario Cargo por Confiabilidad

En la siguiente tabla se ordenan los resultados de acuerdo con su generación de Flujo de Caja. Se quiere analizar la correlación entre Flujo de Caja y Costos de Inversión, reflejando estos últimos Tamaño de Unidad y Tecnología:

Tabla 6-11 Resultados de la Evaluación Financiera por Flujo de Caja

POR FLUJO DE CAJA


Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

1 U6 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 274.0 13.05 145.3 53% 2 U4 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 274.4 13.05 148.7 54% 3 U6 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 264.7 13.05 149.3 56% 4 U5 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 300.3 13.05 149.6 50% 5 U5 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 300.3 13.05 150.0 50% 6 U6 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 275.9 13.05 150.3 54% 7 U6 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 272.9 13.05 152.2 56% 8 U6 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 266.2 13.05 152.2 57% 9 U4 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 277.7 13.05 153.6 55%

10 U5 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 293.3 13.05 153.8 52% 11 U6 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 265.9 13.05 154.3 58% 12 U6 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 267.6 13.05 155.3 58% 13 U6 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 276.3 13.05 155.4 56% 14 U5 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 304.2 13.05 156.1 51% 15 U5 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 290.0 13.05 156.1 54% 16 U4 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 265.9 13.05 156.6 59% 17 U5 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 297.1 13.05 157.8 53% 18 U5 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 303.7 13.05 158.5 52% 19 U6 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 278.9 13.05 158.5 57% 20 U5 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 300.8 13.05 158.8 53% 21 U6 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 269.6 13.05 159.1 59% 22 U4 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 267.8 13.05 159.2 59% 23 U4 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 275.5 13.05 159.5 58% 24 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 291.9 13.05 161.1 55% 25 U4 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 279.1 13.05 161.9 58% 26 U4 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 268.0 13.05 162.2 61%


Doc. AN-JRC-812-05


316

POR FLUJO DE CAJA


Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

27 U6 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 210.4 13.05 162.2 77% 28 U2 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 283.9 13.05 163.0 57% 29 U1 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 275.6 13.05 163.0 59% 30 U4 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 269.8 13.05 163.1 60% 31 U3 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 305.5 13.05 163.2 53% 32 U5 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 304.2 13.05 163.2 54% 33 U3 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 297.4 13.05 164.1 55% 34 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 292.5 13.05 164.2 56% 35 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 291.4 13.05 165.2 57% 36 U2 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 281.8 13.05 165.5 59% 37 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 267.3 13.05 165.7 62% 38 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 281.7 13.05 165.8 59% 39 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 202.8 13.05 166.1 82% 40 U5 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.4 13.05 166.7 72% 41 U2 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 295.9 13.05 166.8 56% 42 U3 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 314.7 13.05 167.0 53% 43 U1 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 278.0 13.05 167.0 60% 44 U6 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 215.0 13.05 167.1 78% 45 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 272.2 13.05 167.1 61% 46 U3 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 304.5 13.05 167.7 55% 47 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 268.5 13.05 168.0 63% 48 U2 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 288.5 13.05 168.3 58% 49 U6 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 213.2 13.05 168.4 79% 50 U3 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 315.9 13.05 168.4 53% 51 U1 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 280.1 13.05 168.6 60% 52 U2 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 298.5 13.05 168.8 57% 53 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 205.3 13.05 168.9 82% 54 U2 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 289.3 13.05 169.1 58% 55 U3 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 308.4 13.05 169.1 55% 56 U4 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 210.5 13.05 170.1 81% 57 U3 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 323.3 13.05 170.4 53% 58 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 207.2 13.05 170.4 82% 59 U1 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 283.7 13.05 170.7 60% 60 U1 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 272.6 13.05 170.7 63% 61 U5 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 227.2 13.05 170.8 75%



64 U5 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 233.9 13.05 171.2 73% 65 U1 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 274.6 13.05 171.5 62%


Doc. AN-JRC-812-05


317

POR FLUJO DE CAJA


Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

66 U5 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 236.2 13.05 172.4 73% 67 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 209.3 13.05 172.5 82% 68 U5 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 226.5 13.05 172.9 76%


70 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 203.4 13.05 173.4 85% 71 U2 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 283.5 13.05 173.4 61%



74 U5 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 241.9 13.05 174.8 72% 75 U3 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 312.9 13.05 174.9 56% 76 U5 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 233.0 13.05 175.0 75% 77 U1 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 284.7 13.05 175.1 62% 78 U3 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 302.4 13.05 175.5 58%


80 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 206.7 13.05 175.9 85% 81 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 275.1 13.05 176.0 64%



84 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 208.7 13.05 178.3 85% 85 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 211.1 13.05 179.2 85% 86 U1 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 217.8 13.05 179.8 83% 87 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 219.6 13.05 179.8 82% 88 U3 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.6 13.05 180.3 78%


90 U2 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 229.1 13.05 182.0 79% 91 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 219.0 13.05 182.2 83%



94 U3 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 247.6 13.05 183.9 74% 95 U2 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 227.8 13.05 184.4 81% 96 U3 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 234.9 13.05 184.6 79% 97 U1 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 224.5 13.05 184.7 82% 98 U3 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 245.3 13.05 184.8 75%


100 U2 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 228.7 13.05 185.3 81% 101 U3 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 237.3 13.05 185.5 78%




Doc. AN-JRC-812-05


318

POR FLUJO DE CAJA


Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

104 U1 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 229.2 13.05 186.7 81% 105 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 218.2 13.05 186.7 86% 106 U3 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 243.2 13.05 186.9 77% 107 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 220.5 13.05 187.5 85% 108 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 212.7 13.05 188.0 88%

109 U8 IGCC-GEE T4 681.0 13.05 199.6 29%

110 U6 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 449.8 13.05 295.0 66% 111 U5 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 483.2 13.05 303.1 63%



114 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 443.8 13.05 306.3 69% 115 U5 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 453.7 13.05 307.0 68% 116 U6 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 438.3 13.05 309.4 71% 117 U4 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 456.7 13.05 310.4 68% 118 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 449.7 13.05 311.7 69%


120 U5 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 487.9 13.05 313.6 64% 121 U5 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 493.0 13.05 313.6 64%



124 U5 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 474.8 13.05 317.1 67% 125 U4 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 443.5 13.05 317.9 72% 126 U6 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 476.1 13.05 318.7 67% 127 U5 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 493.1 13.05 319.0 65% 128 U5 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 478.7 13.05 319.5 67%




133 U2 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 472.0 13.05 325.6 69% 134 U4 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 456.7 13.05 325.7 71% 135 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 437.9 13.05 325.9 74% 136 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 464.7 13.05 327.3 70% 137 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 441.4 13.05 328.1 74% 138 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 349.5 13.05 328.7 94% 139 U2 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 458.7 13.05 329.1 72% 140 U5 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 468.5 13.05 329.6 70% 141 U3 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 510.2 13.05 330.4 65%


Doc. AN-JRC-812-05


319

POR FLUJO DE CAJA


Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

142 U3 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 491.1 13.05 332.3 68% 143 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 480.2 13.05 333.0 69% 144 U2 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 483.0 13.05 334.6 69% 145 U2 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 479.7 13.05 335.0 70% 146 U2 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 467.4 13.05 335.1 72% 147 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 440.7 13.05 335.6 76% 148 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 463.3 13.05 335.7 72% 149 U1 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 433.2 13.05 336.7 78% 150 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 372.9 13.05 337.1 90% 151 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 339.5 13.05 337.3 99% 152 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 466.1 13.05 338.0 73% 153 U3 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 518.9 13.05 338.4 65% 154 U1 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 454.8 13.05 338.6 74% 155 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 347.9 13.05 338.7 97% 156 U2 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 484.2 13.05 339.5 70% 157 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 357.9 13.05 340.0 95% 158 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 414.7 13.05 340.0 82% 159 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 444.3 13.05 340.1 77% 160 U3 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 505.0 13.05 340.2 67% 161 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 360.4 13.05 340.9 95% 162 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 343.1 13.05 342.7 100% 163 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 442.2 13.05 342.7 78% 164 U1 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 458.3 13.05 342.9 75% 165 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 354.8 13.05 344.0 97% 166 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 354.8 13.05 344.0 97% 167 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 337.1 13.05 344.7 102% 168 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 445.3 13.05 344.7 77% 169 U1 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 459.7 13.05 345.1 75% 170 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 381.8 13.05 346.4 91% 171 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 341.3 13.05 347.1 102% 172 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 386.9 13.05 347.3 90% 173 U2 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 489.9 13.05 347.5 71% 174 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 371.6 13.05 347.8 94% 175 U2 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 474.3 13.05 348.1 73% 176 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 13.05 348.4 100% 177 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 370.0 13.05 350.6 95% 178 U3 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 529.5 13.05 351.1 66% 179 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 343.9 13.05 351.4 102% 180 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 388.8 13.05 351.5 90%


Doc. AN-JRC-812-05


320

POR FLUJO DE CAJA


Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %




184 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 13.05 353.1 100% 185 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 463.9 13.05 353.3 76% 186 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 361.7 13.05 353.8 98% 187 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 359.0 13.05 357.9 100% 188 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 341.0 13.05 358.1 105%




192 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 385.0 13.05 364.5 95% 193 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 372.8 13.05 366.3 98% 194 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 378.0 13.05 367.3 97% 195 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 383.3 13.05 368.0 96% 196 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 368.8 13.09 368.8 100%




200 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 13.05 370.5 102% 201 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 400.5 13.05 371.2 93% 202 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 381.6 13.05 371.9 97% 203 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 13.05 372.2 101% 204 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 390.7 13.05 373.0 95%




208 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 13.05 376.7 105% 209 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 13.05 378.1 102% 210 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 392.9 16.11 392.9 100% 211 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 398.4 17.57 398.4 100% 212 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 414.6 20.63 414.6 100%




216 U3 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 532.3 47.46 532.3 100% 217 U3 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 535.1 47.13 535.1 100% 218 U7 IGCC-GEE T5 1,778.9 13.05 561.9 32%


Doc. AN-JRC-812-05


321

POR FLUJO DE CAJA


Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

219 U4 CP-SUB-CC-CFGD T3 TUR1 782.9 13.05 633.4 81% 220 U4 CP-SUP-CC-CFGD T3 TUR1 797.6 13.05 642.7 81%




224 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR1 767.5 13.05 653.0 85% 225 U4 CP-SUP-CC-CFGD T3 TUR2 819.1 13.05 660.2 81% 226 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR2 787.3 13.05 662.7 84% 227 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T3 TUR1 844.7 13.05 669.6 79% 228 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T3 TUR1 811.1 13.05 674.7 83%




232 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 13.05 714.0 108% 233 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 13.05 716.7 113% 234 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 13.05 717.5 117% 235 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 13.05 724.5 109% 236 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 13.05 726.9 115%

Se encuentra una correlación del 80% entre el Flujo de Caja y el Costo de Inversión. Esta correlación tan alta se explica por el hecho de que para el escenario de Costos Marginales del Mercado Spot considerado, todos los proyectos resultan despachados. Los Costos Variables de Operación de todos los proyectos son inferiores a los Costos Marginales del Mercado. Esto se cumple hasta para el proyecto con mayores Costos Variables de la muestra.

El proyecto con mayores Costos Variables, identificado como U7 IGCC-GEE T5, tiene un Costo Variable de 42.15 USD/MWh (USD Dic de 2007), cifra inferior en todos los casos a los Costos Marginales proyectados.

6.3.1.4 Cobertura del Flujo de Caja como Porcentaje del Costo de Inversión – Primer Escenario Cargo por Confiabilidad

Si se analiza la Cobertura del Flujo de Caja de los Costos de Inversión, el resultado obtenido difiere significativamente del análisis efectuado en el Numeral anterior.

Mientras el análisis anterior y la correlación planteada, señalaba indirectamente la alta despachabilidad del parque térmico a Carbón, bajo el escenario de Costos Marginales considerado, el siguiente análisis muestra que un despacho alto no es garantía de viabilidad ni de cobertura de Costos:


Doc. AN-JRC-812-05


322

Tabla 6-12 Proyectos por Cobertura del Flujo de Caja sobre la Inversión

PROYECTOS POR COBERTURA DEL FLUJO DE CAJA SOBRE LA INVERSIÓN


Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

1 U8 IGCC-GEE T4 681.0 13.05 199.6 29% 2 U7 IGCC-GEE T5 1,778.9 13.05 561.9 32% 3 U5 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 300.3 13.05 149.6 50% 4 U5 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 300.3 13.05 150.0 50% 5 U5 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 304.2 13.05 156.1 51% 6 U5 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 303.7 13.05 158.5 52% 7 U5 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 293.3 13.05 153.8 52% 8 U3 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 323.3 13.05 170.4 53% 9 U5 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 300.8 13.05 158.8 53%

10 U6 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 274.0 13.05 145.3 53% 11 U3 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 314.7 13.05 167.0 53% 12 U5 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 297.1 13.05 157.8 53% 13 U3 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 315.9 13.05 168.4 53% 14 U3 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 305.5 13.05 163.2 53% 15 U5 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 304.2 13.05 163.2 54% 16 U5 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 290.0 13.05 156.1 54% 17 U4 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 274.4 13.05 148.7 54% 18 U6 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 275.9 13.05 150.3 54% 19 U3 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 313.5 13.05 171.0 55% 20 U3 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 308.4 13.05 169.1 55% 21 U3 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 304.5 13.05 167.7 55% 22 U3 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 297.4 13.05 164.1 55% 23 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 291.9 13.05 161.1 55% 24 U4 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 277.7 13.05 153.6 55% 25 U6 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 272.9 13.05 152.2 56% 26 U3 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 312.9 13.05 174.9 56% 27 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 292.5 13.05 164.2 56% 28 U6 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 276.3 13.05 155.4 56% 29 U2 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 295.9 13.05 166.8 56% 30 U6 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 264.7 13.05 149.3 56% 31 U2 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 298.5 13.05 168.8 57% 32 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 291.4 13.05 165.2 57% 33 U6 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 278.9 13.05 158.5 57% 34 U6 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 266.2 13.05 152.2 57% 35 U2 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 283.9 13.05 163.0 57% 36 U4 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 275.5 13.05 159.5 58% 37 U4 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 279.1 13.05 161.9 58% 38 U6 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 265.9 13.05 154.3 58%


Doc. AN-JRC-812-05


323



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

39 U3 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 302.4 13.05 175.5 58% 40 U6 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 267.6 13.05 155.3 58% 41 U2 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 288.5 13.05 168.3 58% 42 U2 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 289.3 13.05 169.1 58% 43 U2 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 281.8 13.05 165.5 59% 44 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 281.7 13.05 165.8 59% 45 U4 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 265.9 13.05 156.6 59% 46 U6 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 269.6 13.05 159.1 59% 47 U2 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 293.1 13.05 173.1 59% 48 U1 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 275.6 13.05 163.0 59% 49 U4 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 267.8 13.05 159.2 59% 50 U1 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 278.0 13.05 167.0 60% 51 U1 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 283.7 13.05 170.7 60% 52 U1 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR1 280.1 13.05 168.6 60% 53 U4 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 269.8 13.05 163.1 60% 54 U4 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 268.0 13.05 162.2 61% 55 U2 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 283.5 13.05 173.4 61% 56 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 272.2 13.05 167.1 61% 57 U1 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 284.7 13.05 175.1 62% 58 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 267.3 13.05 165.7 62% 59 U1 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 274.6 13.05 171.5 62% 60 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 268.5 13.05 168.0 63% 61 U1 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 272.6 13.05 170.7 63% 62 U5 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 483.2 13.05 303.1 63% 63 U5 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 493.0 13.05 313.6 64% 64 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 275.1 13.05 176.0 64% 65 U5 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 487.9 13.05 313.6 64% 66 U5 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 493.1 13.05 319.0 65% 67 U3 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 510.2 13.05 330.4 65% 68 U3 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 518.9 13.05 338.4 65% 69 U6 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 449.8 13.05 295.0 66% 70 U5 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 478.3 13.05 314.1 66% 71 U3 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 529.5 13.05 351.1 66% 72 U5 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 478.7 13.05 319.5 67% 73 U5 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 474.8 13.05 317.1 67% 74 U6 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 476.1 13.05 318.7 67% 75 U3 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 505.0 13.05 340.2 67% 76 U6 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 453.1 13.05 306.0 68% 77 U3 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 491.1 13.05 332.3 68% 78 U5 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 453.7 13.05 307.0 68%


Doc. AN-JRC-812-05


324



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

79 U4 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 456.7 13.05 310.4 68% 80 U2 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 472.0 13.05 325.6 69% 81 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 443.8 13.05 306.3 69% 82 U3 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 510.1 13.05 352.3 69% 83 U2 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 483.0 13.05 334.6 69% 84 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 449.7 13.05 311.7 69% 85 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 480.2 13.05 333.0 69% 86 U6 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 436.7 13.05 303.8 70% 87 U4 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 460.0 13.05 320.4 70% 88 U2 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 479.7 13.05 335.0 70% 89 U2 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 484.2 13.05 339.5 70% 90 U5 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 468.5 13.05 329.6 70% 91 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 464.7 13.05 327.3 70% 92 U6 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 457.1 13.05 322.0 70% 93 U6 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 438.3 13.05 309.4 71% 94 U2 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 489.9 13.05 347.5 71% 95 U4 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 450.7 13.05 320.7 71% 96 U4 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 456.7 13.05 325.7 71% 97 U4 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 443.5 13.05 317.9 72% 98 U2 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 467.4 13.05 335.1 72% 99 U2 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 458.7 13.05 329.1 72%

100 U5 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.4 13.05 166.7 72% 101 U5 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 241.9 13.05 174.8 72% 102 U6 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 435.2 13.05 314.9 72% 103 U6 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 431.4 13.05 312.4 72% 104 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 463.3 13.05 335.7 72% 105 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 466.1 13.05 338.0 73% 106 U4 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 444.6 13.05 323.0 73% 107 U5 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 236.2 13.05 172.4 73% 108 U1 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 481.0 13.05 351.6 73% 109 U3 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 255.2 13.05 186.7 73% 110 U5 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 233.9 13.05 171.2 73% 111 U2 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 474.3 13.05 348.1 73% 112 U3 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 247.6 13.05 183.9 74% 113 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 441.4 13.05 328.1 74% 114 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 437.9 13.05 325.9 74% 115 U1 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 454.8 13.05 338.6 74% 116 U5 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 232.8 13.05 174.1 75% 117 U1 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 458.3 13.05 342.9 75% 118 U1 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 459.7 13.05 345.1 75%


Doc. AN-JRC-812-05


325



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

119 U5 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 233.0 13.05 175.0 75% 120 U5 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 227.2 13.05 170.8 75% 121 U3 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 245.3 13.05 184.8 75% 122 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 440.7 13.05 335.6 76% 123 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 463.9 13.05 353.3 76% 124 U5 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 226.5 13.05 172.9 76% 125 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 444.3 13.05 340.1 77% 126 U3 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 243.2 13.05 186.9 77% 127 U6 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 210.4 13.05 162.2 77% 128 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 445.3 13.05 344.7 77% 129 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 442.2 13.05 342.7 78% 130 U6 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 215.0 13.05 167.1 78% 131 U1 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 433.2 13.05 336.7 78% 132 U3 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.6 13.05 180.3 78% 133 U2 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 237.5 13.05 185.0 78% 134 U3 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 237.3 13.05 185.5 78% 135 U2 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 227.6 13.05 178.0 78% 136 U2 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 234.0 13.05 183.0 78% 137 U6 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 217.6 13.05 170.9 79% 138 U3 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 234.9 13.05 184.6 79% 139 U4 CP-SUB-CC-CFGD T3 TUR2 823.5 13.05 647.5 79% 140 U6 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 213.2 13.05 168.4 79% 141 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T3 TUR1 844.7 13.05 669.6 79% 142 U2 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 229.1 13.05 182.0 79% 143 U4 CP-SUP-CC-CFGD T3 TUR1 797.6 13.05 642.7 81% 144 U4 CP-SUP-CC-CFGD T3 TUR2 819.1 13.05 660.2 81% 145 U4 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 216.2 13.05 174.5 81% 146 U4 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 210.5 13.05 170.1 81% 147 U4 CP-SUB-CC-CFGD T3 TUR1 782.9 13.05 633.4 81% 148 U2 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 227.8 13.05 184.4 81% 149 U2 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 228.7 13.05 185.3 81% 150 U4 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 219.6 13.05 178.0 81% 151 U3 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 223.1 13.05 181.2 81% 152 U1 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 229.2 13.05 186.7 81% 153 U4 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 215.1 13.05 175.7 82% 154 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 219.6 13.05 179.8 82% 155 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 202.8 13.05 166.1 82% 156 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 414.7 13.05 340.0 82% 157 U1 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 224.5 13.05 184.7 82% 158 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 205.3 13.05 168.9 82%


Doc. AN-JRC-812-05


326



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

159 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 207.2 13.05 170.4 82% 160 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 209.3 13.05 172.5 82% 161 U1 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 217.8 13.05 179.8 83% 162 U1 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 222.2 13.05 183.7 83% 163 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T3 TUR1 811.1 13.05 674.7 83% 164 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 219.0 13.05 182.2 83% 165 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR2 787.3 13.05 662.7 84% 166 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR2 767.9 13.05 650.0 85% 167 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 211.1 13.05 179.2 85% 168 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 220.5 13.05 187.5 85% 169 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR1 767.5 13.05 653.0 85% 170 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 206.7 13.05 175.9 85% 171 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 203.4 13.05 173.4 85% 172 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 208.7 13.05 178.3 85% 173 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 218.2 13.05 186.7 86% 174 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR1 751.8 13.05 644.5 86% 175 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 210.3 13.05 185.9 88% 176 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 212.7 13.05 188.0 88% 177 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 386.9 13.05 347.3 90% 178 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 372.9 13.05 337.1 90% 179 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 388.8 13.05 351.5 90% 180 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 381.8 13.05 346.4 91% 181 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 400.5 13.05 371.2 93% 182 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 371.6 13.05 347.8 94% 183 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 349.5 13.05 328.7 94% 184 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 373.9 13.05 352.0 94% 185 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 360.4 13.05 340.9 95% 186 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 385.0 13.05 364.5 95% 187 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 370.0 13.05 350.6 95% 188 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 357.9 13.05 340.0 95% 189 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 390.7 13.05 373.0 95% 190 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 383.3 13.05 368.0 96% 191 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 354.8 13.05 344.0 97% 192 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 354.8 13.05 344.0 97% 193 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 378.0 13.05 367.3 97% 194 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 369.5 13.05 359.3 97% 195 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 347.9 13.05 338.7 97% 196 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 381.6 13.05 371.9 97% 197 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 361.7 13.05 353.8 98% 198 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 372.8 13.05 366.3 98%


Doc. AN-JRC-812-05


327



Costo Inversión

Supuesto CxC

Flujo de Caja

Descontado



(Dic 07) %

199 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 339.5 13.05 337.3 99% 200 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 359.0 13.05 357.9 100% 201 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 343.1 13.05 342.7 100% 202 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 398.4 17.57 398.4 100% 203 U3 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 532.3 47.46 532.3 100% 204 U3 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 514.5 44.09 514.5 100% 205 U3 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 509.8 42.59 509.8 100% 206 U3 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 535.1 47.13 535.1 100% 207 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 368.8 13.09 368.8 100% 208 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 414.6 20.63 414.6 100% 209 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 392.9 16.11 392.9 100% 210 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 418.3 20.67 418.3 100% 211 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 13.05 353.1 100% 212 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 13.05 348.4 100% 213 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 13.05 372.2 101% 214 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 13.05 374.9 101% 215 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 364.8 13.05 370.3 102% 216 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 357.0 13.05 362.7 102% 217 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 341.3 13.05 347.1 102% 218 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 343.9 13.05 351.4 102% 219 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 13.05 370.5 102% 220 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 337.1 13.05 344.7 102% 221 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 13.05 378.1 102% 222 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 13.05 360.3 104% 223 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 13.05 373.2 105% 224 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 341.0 13.05 358.1 105% 225 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 13.05 376.7 105% 226 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 349.6 13.05 368.8 105% 227 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 353.2 13.05 374.7 106% 228 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 13.05 370.0 107% 229 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 13.05 714.0 108% 230 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 13.05 724.5 109% 231 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR1 635.0 13.05 707.5 111% 232 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 13.05 716.7 113% 233 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR1 607.0 13.05 693.5 114% 234 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 13.05 726.9 115% 235 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 13.05 717.5 117% 236 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR1 592.1 13.05 711.2 120%


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Se encuentra una correlación de solo el 10% entre la Cobertura del Flujo de Caja y los Costos de Inversión, siendo evidente que la cobertura de Costos Variables, que mide el nivel de despachabilidad de un proyecto, no implica la cobertura de sus Costos Fijos de Inversión.

La cobertura de los Costos de Inversión dependerá del diferencial que obtenga el agente entre los Costos Marginales del Mercado Spot y sus Costos Variables de Operación, y del Cargo por Confiabilidad que le aplique.

6.3.2 Segundo escenario Cargo por Confiabilidad En los siguientes Numerales se presentan los resultados de la Evaluación Financiera, bajo un escenario en el cual el Cargo por Confiabilidad actual permanece en el mismo nivel durante el período 2008 – 2012, tal y como está previsto en la regulación vigente y para el período restante de proyección (2013 – 2022), el Cargo por Confiabilidad es el Cargo que equilibra financieramente a cada uno de los proyectos.

6.3.2.1 Competitividad relativa en el Contexto de las Subastas de Energía Firme – Segundo Escenario Cargo por Confiabilidad

El siguiente ejercicio que se realizó, tenía como objetivo construir la Curva de Oferta de los proyectos de generación considerados, en el marco del Mercado de Subastas de Energía Firme que entrará a operar en el próximo mes de Mayo.

A tal fin se desarrolló el Segundo Escenario de Cargo por Confiabilidad, en el que se calcula como se mencionó, cuál es el valor de Cargo por Confiabilidad que le permitiría a cada uno de los proyectos cubrir sus Costos Fijos de Inversión y sus Costos Variables de Operación. Es decir, cuál es el valor del Cargo que viabiliza financieramente la Inversión.

En la siguiente tabla se presentan los resultados obtenidos, ordenando el Cargo por Confiabilidad estimado de menor a mayor. Este ordenamiento define la Competitividad relativa de los proyectos en el Mercado Eléctrico colombiano:

Tabla 6-13 Competitividad Relativa de los Proyectos en el Contexto del Cargo por Confiabilidad

COMPETITIVIDAD RELATIVA DE LOS PROYECTOS EN EL CONTEXTO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD


Costo Inversión

CxC (Próxima Subasta) ENFICC

(MWh) Mill USD (Dic 07) (USD/MWh)

1 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR1 592.1 2.51 4,467,600 2 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 3.71 4,467,600 3 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 4.79 4,467,600 4 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR1 607.0 5.39 4,467,600 5 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 5.58 4,467,600 6 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR1 635.0 6.63 4,467,600 7 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 7.49 4,467,600 8 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 8.41 4,467,600


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Costo Inversión



9 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 8.60 2,233,800 10 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 353.2 9.23 2,233,800 11 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 349.6 9.65 2,233,800 12 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 9.70 2,233,800 13 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 341.0 10.01 2,233,800 14 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 10.03 2,233,800 15 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 10.44 2,233,800 16 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 11.47 2,233,800 17 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 11.64 2,233,800 18 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 337.1 11.70 2,233,800 19 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 343.9 11.72 2,233,800 20 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 341.3 12.03 2,233,800 21 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 357.0 12.04 2,233,800 22 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 364.8 12.06 2,233,800 23 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 12.15 2,233,800 24 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 12.70 2,233,800 25 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 12.80 2,233,800 26 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 12.89 2,233,800 27 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 368.8 13.09 2,233,800 28 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 343.1 13.11 2,233,800 29 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 359.0 13.23 2,233,800 30 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 339.5 13.44 2,233,800 31 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 372.8 14.21 2,233,800 32 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 361.7 14.46 2,233,800 33 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 347.9 14.67 2,233,800 34 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 381.6 14.77 2,233,800 35 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 369.5 14.85 2,233,800 36 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 378.0 14.94 2,233,800 37 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 354.8 14.95 2,233,800 38 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 354.8 14.96 2,233,800 39 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 383.3 15.76 2,233,800 40 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 392.9 16.11 2,233,800 41 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 390.7 16.17 2,233,800 42 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 357.9 16.22 2,233,800 43 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 370.0 16.48 2,233,800 44 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 360.4 16.50 2,233,800 45 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 385.0 16.66 2,233,800 46 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 349.5 16.73 2,233,800 47 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 373.9 16.91 2,233,800 48 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 371.6 17.26 2,233,800


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Costo Inversión



49 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 398.4 17.57 2,233,800 50 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 400.5 18.22 2,233,800 51 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 381.8 19.33 2,233,800 52 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 372.9 19.37 2,233,800 53 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 388.8 19.64 2,233,800 54 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 386.9 20.06 2,233,800 55 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 414.6 20.63 2,233,800 56 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 418.3 20.67 2,233,800 57 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 210.3 21.69 1,116,900 58 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 212.7 21.78 1,116,900 59 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR1 751.8 22.55 4,467,600 60 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR1 767.5 23.18 4,467,600 61 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR2 767.9 23.48 4,467,600

62 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 203.4 23.68 1,116,900

63 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 208.7 23.81 1,116,900

64 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 206.7 23.92 1,116,900 65 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR2 787.3 24.08 4,467,600 66 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 218.2 24.19 1,116,900 67 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 211.1 24.34 1,116,900 68 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 220.5 24.72 1,116,900

69 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T3 TUR1 811.1 25.12 4,467,600

70 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 205.3 25.94 1,116,900 71 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 202.8 26.03 1,116,900



74 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 219.0 26.07 1,116,900 75 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 414.7 26.27 2,233,800 76 U4 CP-SUB-CC-CFGD T3 TUR1 782.9 26.27 4,467,600 77 U1 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 217.8 26.51 1,116,900 78 U1 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 222.2 26.67 1,116,900

79 U4 CP-SUP-CC-CFGD T3 TUR1 797.6 26.75 4,467,600

80 U4 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 215.1 27.00 1,116,900 81 U4 CP-SUP-CC-CFGD T3 TUR2 819.1 27.11 4,467,600


83 U1 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 224.5 27.16 1,116,900

84 U4 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 210.5 27.35 1,116,900 85 U4 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 219.6 27.78 1,116,900 86 U4 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 216.2 27.78 1,116,900 87 U3 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 223.1 27.90 1,116,900


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Costo Inversión





90 U2 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 228.7 28.44 1,116,900 91 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T3 TUR1 844.7 28.55 4,467,600

92 U4 CP-SUB-CC-CFGD T3 TUR2 823.5 28.62 4,467,600


94 U6 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 217.6 29.57 1,116,900 95 U2 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 229.1 29.75 1,116,900 96 U6 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 215.0 30.00 1,116,900 97 U6 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 210.4 30.10 1,116,900 98 U1 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 433.2 30.12 2,233,800

99 U2 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 227.6 30.62 1,116,900

100 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 442.2 30.65 2,233,800 101 U3 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 234.9 30.84 1,116,900

102 U1 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 445.3 30.84 2,233,800


104 U3 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.6 31.20 1,116,900 105 U3 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 237.3 31.47 1,116,900 106 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 444.3 31.49 2,233,800 107 U2 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 237.5 31.62 1,116,900 108 U1 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 440.7 31.65 2,233,800


110 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 463.9 32.62 2,233,800 111 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 437.9 32.87 2,233,800



114 U4 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 441.4 33.09 2,233,800 115 U1 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 459.7 33.34 2,233,800 116 U1 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 458.3 33.48 2,233,800 117 U5 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 233.0 33.57 1,116,900 118 U1 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 454.8 33.63 2,233,800


120 U6 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 431.4 34.10 2,233,800 121 U6 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 435.2 34.35 2,233,800


123 U4 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 444.6 34.57 2,233,800

124 U5 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 233.9 35.23 1,116,900 125 U4 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 443.5 35.27 2,233,800


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Costo Inversión



126 U2 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 474.3 35.39 2,233,800 127 U3 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR2 247.6 35.57 1,116,900 128 U5 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR1 236.2 35.61 1,116,900


130 U2 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 466.1 35.72 2,233,800 131 U6 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 438.3 35.86 2,233,800

132 U1 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 481.0 35.95 2,233,800

133 U5 CP-SUB-CC-SFGD T1 TUR1 231.4 35.96 1,116,900 134 U2 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 458.7 35.99 2,233,800 135 U4 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 450.7 36.05 2,233,800 136 U4 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 456.7 36.23 2,233,800 137 U2 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 467.4 36.46 2,233,800 138 U6 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 436.7 36.58 2,233,800 139 U5 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 241.9 36.82 1,116,900 140 U6 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 457.1 36.95 2,233,800 141 U3 CP-SUP-CC-SFGD T1 TUR2 255.2 37.29 1,116,900 142 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 464.7 37.37 2,233,800 143 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 443.8 37.39 2,233,800 144 U6 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 449.7 37.47 2,233,800 145 U5 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 468.5 37.63 2,233,800 146 U4 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 460.0 37.77 2,233,800 147 U2 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 489.9 38.25 2,233,800 148 U2 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 484.2 38.66 2,233,800 149 U2 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 479.7 38.67 2,233,800 150 U4 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 456.7 38.95 2,233,800 151 U2 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 472.0 38.96 2,233,800 152 U5 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 453.7 39.01 2,233,800 153 U6 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 453.1 39.09 2,233,800 154 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 480.2 39.11 2,233,800 155 U2 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 483.0 39.31 2,233,800 156 U6 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 449.8 40.45 2,233,800 157 U6 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 476.1 40.92 2,233,800 158 U5 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 474.8 40.95 2,233,800 159 U3 LF-AFBC-CC-CFGD T2 TUR1 529.5 40.97 2,233,800 160 U3 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR1 491.1 41.17 2,233,800 161 U5 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 478.7 41.23 2,233,800 162 U5 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 478.3 42.10 2,233,800 163 U3 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR1 505.0 42.21 2,233,800 164 U3 CP-SUP-CA-CFGD T2 TUR2 509.8 42.59 2,233,800


Doc. AN-JRC-812-05


333



Costo Inversión



165 U5 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 493.1 43.86 2,233,800 166 U5 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 487.9 43.91 2,233,800 167 U3 CP-SUB-CA-CFGD T2 TUR2 514.5 44.09 2,233,800 168 U5 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 493.0 44.81 2,233,800 169 U3 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 510.2 44.87 2,233,800 170 U5 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR1 483.2 44.93 2,233,800 171 U3 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR1 518.9 44.99 2,233,800 172 U3 LF-AFBC-CA-SFGD T2 TUR1 510.1 44.99 2,233,800 173 U3 CP-SUP-CC-CFGD T2 TUR2 535.1 47.13 2,233,800 174 U3 CP-SUB-CC-CFGD T2 TUR2 532.3 47.46 2,233,800 175 U1 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 275.1 48.13 1,116,900 176 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 268.5 48.63 1,116,900 177 U1 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 267.3 49.03 1,116,900 178 U1 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 272.6 49.09 1,116,900 179 U1 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 274.6 49.55 1,116,900 180 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 272.2 50.25 1,116,900 181 U4 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 268.0 50.49 1,116,900



184 U4 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 265.9 51.76 1,116,900 185 U1 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 284.7 51.84 1,116,900 186 U2 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 283.5 52.02 1,116,900 187 U6 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 269.6 52.15 1,116,900 188 U1 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 278.0 52.31 1,116,900




192 U1 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 275.6 52.88 1,116,900 193 U1 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 283.7 53.07 1,116,900 194 U6 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 266.2 53.39 1,116,900 195 U6 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 264.7 53.90 1,116,900 196 U4 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 281.7 54.08 1,116,900




200 U2 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 293.1 55.53 1,116,900 201 U2 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 289.3 55.60 1,116,900 202 U2 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR1 288.5 55.62 1,116,900 203 U6 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 278.9 55.65 1,116,900


Doc. AN-JRC-812-05


334



Costo Inversión







208 U6 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 275.9 57.51 1,116,900 209 U4 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 274.4 57.55 1,116,900 210 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 291.4 57.72 1,116,900 211 U3 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 302.4 57.98 1,116,900 212 U5 LF-AFBC-CA-SFGD T1 TUR1 292.5 58.47 1,116,900




216 U2 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 291.9 59.35 1,116,900 217 U3 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR1 297.4 60.24 1,116,900 218 U5 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 290.0 60.44 1,116,900 219 U3 CP-SUB-CA-CFGD T1 TUR2 304.5 61.49 1,116,900 220 U3 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 312.9 61.90 1,116,900




224 U5 LF-AFBC-CC-CFGD T1 TUR1 304.2 62.96 1,116,900 225 U5 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 300.8 63.35 1,116,900 226 U3 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 305.5 63.43 1,116,900 227 U3 CP-SUP-CA-CFGD T1 TUR2 313.5 63.51 1,116,900 228 U5 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 303.7 64.47 1,116,900




232 U5 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR2 300.3 66.29 1,116,900 233 U5 CP-SUB-CC-CFGD T1 TUR1 300.3 66.39 1,116,900 234 U3 CP-SUP-CC-CFGD T1 TUR2 323.3 67.18 1,116,900 235 U7 IGCC-GEE T5 1,778.9 104.61 5,256,000 236 U8 IGCC-GEE T4 681.0 139.98 1,499,712

El Cargo por Confiabilidad que viabiliza los diferentes proyectos, oscila entre 2.50 USD/MWh y 140 USD/MWh.

Teniendo en cuenta el Cargo por Confiabilidad calculado y las cifras de ENFICC (Energía Firme) asociadas con cada proyecto (MW x 8.760 horas x Factor de Carga o Factor de


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335

Disponibilidad), es posible construir la Curva de Oferta de los proyectos evaluados, que resulta de la suma horizontal de las Ofertas individuales. Esta Curva es la siguiente:

Curva de Oferta Carboeléctricas

-

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

110.0

120.0

130.0

140.0

4,467,600

42,442,200

64,780,200

87,118,200

109,456,200

131,794,200

158,599,800

176,470,200

198,808,200

213,327,900

230,081,400

246,834,900

264,705,300

282,575,700

301,563,000

323,901,000

346,239,000

368,577,000

383,096,700

394,265,700

405,434,700

416,603,700

427,772,700

438,941,700

ENFICC (MWh)

USD/

MW

h

Precios Subasta CE 2 CE

Figura 6-2 Curva de Oferta de los proyectos evaluados

En la gráfica se presentan en líneas punteadas las variables CE y 2 CE, siendo la variable CE el denominado Costo de Entrada, que corresponde al Cargo por Confiabilidad actual (13.05 USD/MWh) y siendo 2 CE el Techo de la Subasta de Energía Firme definido por la CREG (2 x 13.05 USD/MWh = 26.09 USD/MWh).

El Techo de la Subasta equivale en la práctica al Cargo por Confiabilidad máximo que el Regulador está dispuesto a reconocer, al menos en la próxima Subasta. Al ser un Techo, nos obliga a excluir de la lista de proyectos factibles a todos aquellos cuyo Precio de Oferta en la Subasta resulte superior a 26.09 USD/MWh.

Se ubican en la que llamaremos Zona o Área de Factibilidad, 74 de los 236 proyectos considerados. Es decir, la muestra se reduciría en un 69%.

ÁREA DE FACTIBILIDAD

0 USD/MWh > Precio de Oferta Subasta Cargo por Confiabilidad > 26.09 USD/MWh


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336

La Curva de Oferta correspondiente es la siguiente:

Curva de Oferta CarboeléctricasProyectos en Área de Factibilidad

-

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

20.0

22.0

24.0

26.0

28.0

30.0

4,467,600

26,805,600

42,442,200

53,611,200

64,780,200

75,949,200

87,118,200

98,287,200

109,456,200

120,625,200

131,794,200

142,963,200

158,599,800

167,535,000

176,470,200

ENFICC (MWh)

USD/

MW

h

Precios Subasta CE 2 CE

Figura 6-3 Curva de Oferta Térmicas a Carbón Proyectos en Área de Factibilidad

6.3.2.2 Competitividad Relativa de los Proyectos por Ubicación En la siguiente tabla se presentan los 74 proyectos en mención, clasificados según Ubicación:

Tabla 6-14 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Ubicación

PROYECTOS EN ÁREA DE FACTIBILIDAD CLASIFICADOS POR UBICACIÓN


Costo Inversión



1 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 8.60 2,233,800 2 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 353.2 9.23 2,233,800 3 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 349.6 9.65 2,233,800 4 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 9.70 2,233,800 5 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 10.03 2,233,800 6 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 11.47 2,233,800


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337



Costo Inversión



7 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 11.64 2,233,800 8 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 12.15 2,233,800 9 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 210.3 21.69 1,116,900

10 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 212.7 21.78 1,116,900 11 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 218.2 24.19 1,116,900 12 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 220.5 24.72 1,116,900

13 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 357.0 12.04 2,233,800 14 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 364.8 12.06 2,233,800 15 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 12.70 2,233,800 16 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 368.8 13.09 2,233,800 17 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 381.6 14.77 2,233,800 18 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 369.5 14.85 2,233,800 19 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 378.0 14.94 2,233,800 20 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 383.3 15.76 2,233,800 21 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 219.0 26.07 1,116,900

22 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 372.8 14.21 2,233,800 23 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 392.9 16.11 2,233,800 24 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 390.7 16.17 2,233,800 25 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 385.0 16.66 2,233,800 26 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 398.4 17.57 2,233,800 27 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 400.5 18.22 2,233,800 28 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 414.6 20.63 2,233,800 29 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 418.3 20.67 2,233,800

30 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR1 592.1 2.51 4,467,600 31 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 3.71 4,467,600 32 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 4.79 4,467,600 33 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR1 607.0 5.39 4,467,600 34 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 5.58 4,467,600 35 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR1 635.0 6.63 4,467,600 36 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 7.49 4,467,600 37 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 8.41 4,467,600 38 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 341.0 10.01 2,233,800 39 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 10.44 2,233,800 40 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 343.9 11.72 2,233,800 41 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 12.80 2,233,800 42 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 12.89 2,233,800


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338



Costo Inversión



43 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 359.0 13.23 2,233,800 44 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 361.7 14.46 2,233,800 45 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 354.8 14.95 2,233,800 46 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR1 751.8 22.55 4,467,600 47 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR1 767.5 23.18 4,467,600 48 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR2 767.9 23.48 4,467,600 49 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 203.4 23.68 1,116,900 50 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 208.7 23.81 1,116,900 51 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 206.7 23.92 1,116,900 52 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR2 787.3 24.08 4,467,600 53 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 211.1 24.34 1,116,900 54 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T3 TUR1 811.1 25.12 4,467,600

55 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 370.0 16.48 2,233,800 56 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 360.4 16.50 2,233,800 57 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 373.9 16.91 2,233,800 58 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 371.6 17.26 2,233,800 59 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 381.8 19.33 2,233,800 60 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 372.9 19.37 2,233,800 61 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 388.8 19.64 2,233,800 62 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 386.9 20.06 2,233,800

63 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 337.1 11.70 2,233,800 64 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 341.3 12.03 2,233,800 65 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 343.1 13.11 2,233,800 66 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 339.5 13.44 2,233,800 67 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 347.9 14.67 2,233,800 68 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 354.8 14.96 2,233,800 69 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 357.9 16.22 2,233,800 70 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 349.5 16.73 2,233,800 71 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 205.3 25.94 1,116,900 72 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 202.8 26.03 1,116,900 73 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 207.2 26.05 1,116,900 74 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 209.3 26.07 1,116,900

Quedan excluidos los proyectos ubicados en U7 y U8, que corresponden a la Tecnología IGCC-GEE. Es decir, los precios relativos de estos proyectos no resultan competitivos en el contexto actual de señales de precios del Mercado Eléctrico colombiano.

Considerando los proyectos evaluados en cada una de las restantes zonas geográficas, clasifican en el Área de Factibilidad el 38% de los proyectos de la U1, el 28% de la U2, el


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25% de la U3, el 52% de la U4, el 25% de la U5 y el 38% de la U6. Se podría concluir que la Ubicación más competitiva en proyectos térmicos a Carbón es el Cesar, seguido por Norte de Santander y La Guajira

6.3.2.3 Competitividad Relativa de los Proyectos por Tamaño de Unidad Con relación al tamaño de la Unidad de los 74 proyectos ubicados en el Área de Factibilidad, los resultados se ordenan en función de esta variable y se muestran a continuación:

Tabla 6-15 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Tamaño de Unidad

PROYECTOS EN ÁREA DE FACTIBILIDAD CLASIFICADOS POR TAMAÑO DE UNIDAD


Costo Inversión


Mill USD (Dic 07) (USD/MWh)

1 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 210.3 21.69 1,116,900 2 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 212.7 21.78 1,116,900 3 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 203.4 23.68 1,116,900 4 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 208.7 23.81 1,116,900 5 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 206.7 23.92 1,116,900 6 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 218.2 24.19 1,116,900 7 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 211.1 24.34 1,116,900 8 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 220.5 24.72 1,116,900 9 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 205.3 25.94 1,116,900

10 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 202.8 26.03 1,116,900 11 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 207.2 26.05 1,116,900 12 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 209.3 26.07 1,116,900 13 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 219.0 26.07 1,116,900

14 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 8.60 2,233,800 15 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 353.2 9.23 2,233,800 16 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 349.6 9.65 2,233,800 17 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 9.70 2,233,800 18 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 341.0 10.01 2,233,800 19 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 10.03 2,233,800 20 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 10.44 2,233,800 21 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 11.47 2,233,800 22 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 11.64 2,233,800 23 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 337.1 11.70 2,233,800 24 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 343.9 11.72 2,233,800 25 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 341.3 12.03 2,233,800 26 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 357.0 12.04 2,233,800 27 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 364.8 12.06 2,233,800 28 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 12.15 2,233,800


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340



Costo Inversión



29 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 12.70 2,233,800 30 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 12.80 2,233,800 31 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 12.89 2,233,800 32 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 368.8 13.09 2,233,800 33 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 343.1 13.11 2,233,800 34 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 359.0 13.23 2,233,800 35 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 339.5 13.44 2,233,800 36 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 372.8 14.21 2,233,800 37 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 361.7 14.46 2,233,800 38 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 347.9 14.67 2,233,800 39 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 381.6 14.77 2,233,800 40 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 369.5 14.85 2,233,800 41 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 378.0 14.94 2,233,800 42 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 354.8 14.95 2,233,800 43 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 354.8 14.96 2,233,800 44 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 383.3 15.76 2,233,800 45 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 392.9 16.11 2,233,800 46 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 390.7 16.17 2,233,800 47 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 357.9 16.22 2,233,800 48 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 370.0 16.48 2,233,800 49 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 360.4 16.50 2,233,800 50 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 385.0 16.66 2,233,800 51 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 349.5 16.73 2,233,800 52 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 373.9 16.91 2,233,800 53 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 371.6 17.26 2,233,800 54 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 398.4 17.57 2,233,800 55 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 400.5 18.22 2,233,800 56 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 381.8 19.33 2,233,800 57 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 372.9 19.37 2,233,800 58 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 388.8 19.64 2,233,800 59 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 386.9 20.06 2,233,800 60 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 414.6 20.63 2,233,800 61 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 418.3 20.67 2,233,800

62 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR1 592.1 2.51 4,467,600 63 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 3.71 4,467,600 64 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 4.79 4,467,600 65 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR1 607.0 5.39 4,467,600 66 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 5.58 4,467,600 67 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR1 635.0 6.63 4,467,600


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Costo Inversión



68 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 7.49 4,467,600 69 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 8.41 4,467,600 70 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR1 751.8 22.55 4,467,600 71 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR1 767.5 23.18 4,467,600 72 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR2 767.9 23.48 4,467,600 73 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR2 787.3 24.08 4,467,600 74 U4 LF-AFBC-CA-SFGD T3 TUR1 811.1 25.12 4,467,600

Se encuentra una correlación de -48% entre la variable Tamaño de la Unidad y la variable Cargo por Confiabilidad de equilibrio. Se demuestra nuevamente la relevancia de las economías de escala de los proyectos a Carbón, señalando que mayores Tamaños implican menores requerimientos de Cargo por Confiabilidad, en la medida en que los Costos Fijos de Inversión se diluyen en mayor número de unidades producidas.

6.3.2.4 Competitividad Relativa de los Proyectos por Tecnología Finalmente, en lo que respecta al tipo de Tecnología y como ya se mencionó, quedan excluidos los proyectos con Tecnología IGCC-GEE. Así también, queda excluida la Tecnología LF-AFBC-CA-SFGD. Las restantes Tecnologías consideras quedan en la muestra con representatividad variable:

Tabla 6-16 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Tecnología

PROYECTOS EN ÁREA DE FACTIBILIDAD CLASIFICADOS POR TECNOLOGÍA


Costo Inversión



1 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR1 751.8 22.55 4,467,600 2 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR2 767.9 23.48 4,467,600

3 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR1 607.0 5.39 4,467,600 4 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 5.58 4,467,600 5 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 349.6 9.65 2,233,800 6 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 10.03 2,233,800 7 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 343.9 11.72 2,233,800 8 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 357.0 12.04 2,233,800 9 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 12.80 2,233,800

10 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 368.8 13.09 2,233,800 11 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 343.1 13.11 2,233,800 12 U6 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 339.5 13.44 2,233,800 13 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 372.8 14.21 2,233,800 14 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 360.4 16.50 2,233,800


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Costo Inversión



15 U5 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 371.6 17.26 2,233,800 16 U3 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 398.4 17.57 2,233,800 17 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 210.3 21.69 1,116,900 18 U1 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 212.7 21.78 1,116,900 19 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 203.4 23.68 1,116,900 20 U4 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 206.7 23.92 1,116,900 21 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 205.3 25.94 1,116,900 22 U6 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR1 202.8 26.03 1,116,900 23 U2 CP-SUB-CA-SFGD T1 TUR2 219.0 26.07 1,116,900 24 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR1 592.1 2.51 4,467,600 25 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 8.41 4,467,600 26 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 8.60 2,233,800 27 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 11.47 2,233,800 28 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 361.7 14.46 2,233,800 29 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 369.5 14.85 2,233,800 30 U4 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 354.8 14.95 2,233,800 31 U2 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 383.3 15.76 2,233,800 32 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 357.9 16.22 2,233,800 33 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 385.0 16.66 2,233,800 34 U6 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 349.5 16.73 2,233,800 35 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 372.9 19.37 2,233,800 36 U5 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 386.9 20.06 2,233,800 37 U3 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 414.6 20.63 2,233,800

38 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR1 767.5 23.18 4,467,600 39 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR2 787.3 24.08 4,467,600

40 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 3.71 4,467,600 41 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 4.79 4,467,600 42 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 353.2 9.23 2,233,800 43 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 9.70 2,233,800 44 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 341.0 10.01 2,233,800 45 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 10.44 2,233,800 46 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 337.1 11.70 2,233,800 47 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 341.3 12.03 2,233,800 48 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 364.8 12.06 2,233,800 49 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 12.70 2,233,800 50 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 392.9 16.11 2,233,800 51 U3 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 390.7 16.17 2,233,800 52 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 370.0 16.48 2,233,800


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343



Costo Inversión



53 U5 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 373.9 16.91 2,233,800 54 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 208.7 23.81 1,116,900 55 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 218.2 24.19 1,116,900 56 U4 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 211.1 24.34 1,116,900 57 U1 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 220.5 24.72 1,116,900 58 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR1 207.2 26.05 1,116,900 59 U6 CP-SUP-CA-SFGD T1 TUR2 209.3 26.07 1,116,900

60 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR1 635.0 6.63 4,467,600 61 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 7.49 4,467,600 62 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 11.64 2,233,800 63 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 12.15 2,233,800 64 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 12.89 2,233,800 65 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 359.0 13.23 2,233,800 66 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 347.9 14.67 2,233,800 67 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 381.6 14.77 2,233,800 68 U2 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 378.0 14.94 2,233,800 69 U6 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 354.8 14.96 2,233,800 70 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 400.5 18.22 2,233,800 71 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 381.8 19.33 2,233,800 72 U5 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 388.8 19.64 2,233,800 73 U3 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 418.3 20.67 2,233,800


Los proyectos que clasifican en el Área de Factibilidad corresponden a las siguientes Tecnologías:

• El 31% (23) a la Tecnología de Carbón Pulverizado Subcrítico de Ciclo Abierto, 2 de ellos con inversiones en control ambiental.

• El 19% (14) a la Tecnología de Carbón Pulverizado Subcrítico de Ciclo Cerrado, todos ellos sin inversiones en control ambiental.

• El 30% (22) a la Tecnología de Carbón Pulverizado Supercrítico de Ciclo Abierto, 2 de ellos con inversiones en control ambiental.

• El 19% (14) a la Tecnología de Carbón Pulverizado Supercrítico de Ciclo Cerrado, todos ellos sin inversiones en control ambiental.

• El 1% (1) a la Tecnología de Lecho Fluidizado AFBC de Ciclo Abierto, sin inversiones en control ambiental.


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Cabe destacar que la imposición de controles ambientales y los costos de inversión que implicarían los mismos, excluirían del Área de Factibilidad a 70 de los 74 proyectos clasificados. Solo permanecerían en la misma los siguientes proyectos:

• 2 proyectos con Tecnología de Carbón Pulverizado Subcrítico de Ciclo Abierto; y

• 2 proyectos con Tecnología de Carbón Pulverizado Supercrítico de Ciclo Abierto.

Por su relevancia se identifican en detalle estos 4 proyectos:

Tabla 6-17 Proyectos con Control Ambiental en Área de Factibilidad

PROYECTOS CON CONTROL AMBIENTAL EN ÁREA DE FACTIBILIDAD

Ubicación Tecnología Tamaño (MW)

Tipo Turbina

Cesar – Chiriguaná Carbón Pulverizado Subcrítico de Ciclo Abierto 600 Estándar

Cesar – Chiriguaná Carbón Pulverizado Subcrítico de Ciclo Abierto 600 Eficiente

Cesar – Chiriguaná Carbón Pulverizado Supercrítico de Ciclo Abierto 600 Estándar

Cesar – Chiriguaná Carbón Pulverizado Supercrítico de Ciclo Abierto 600 Eficiente

Se trataría entonces de un solo proyecto de 600 MW ubicado en Cesar (Chiriguaná) con tecnología de Carbón Pulverizado Subcrítico, o Supercrítico, de Ciclo Abierto, con Turbina Estándar o Eficiente, y con inversiones en control de emisiones.

Nótese que el Cargo por Confiabilidad que requerirían estos proyectos para cerrar financieramente, se encuentra ligeramente por debajo del Techo definido por la CREG (2 CE = 26.09 USD/MWh):



Ubicación Tecnología Tamaño Tipo Turbina CxC (Próxima

Subasta) (USD/MWh)

1 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR1 22.55 2 U4 CP-SUB-CA-CFGD T3 TUR2 23.48

38 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR1 23.18 39 U4 CP-SUP-CA-CFGD T3 TUR2 24.08

6.3.3 Competitividad Relativa de los Proyectos en Área de Seguridad Como ya se ha señalado, los Precios de Oferta permitidos para la próxima Subasta de Energía Firme, oscilan entre 0 USD/MWh y 26.09 USD/MWh. Es decir, la Subasta tendrá un Precio de Apertura de 26.09 USD/MWh. En rondas sucesivas se despejaría el exceso de Oferta de Energía Firme, tendiendo probablemente el Precio de Equilibrio hacia la baja.


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No es fácil estimar cuál podría ser el Precio de Equilibrio de la Subasta, pues para ello se tendría que contar con información sobre los proyectos que presentarían los posibles oferentes de la Subasta, a fin de efectuar un ejercicio similar al que se ha elaborado para los posibles proyectos a Carbón evaluados. En la medida en que estos proyectos deberán competir con proyectos hidráulicos, si se tiene en cuenta que en la actualidad no hay reservas de gas natural suficientes para viabilizar la construcción de termoeléctricas que utilicen este energético, el hecho de que un proyecto a Carbón se halla ubicado en la que hemos denominado Área de Factibilidad, no garantiza su viabilidad financiera.

Teniendo en cuenta lo anterior, se realizará una nueva depuración de proyectos, seleccionando aquellos cuyo Precio de Oferta en la Subasta de Energía Firme, se ubique en la que denominaremos Área Segura, que la definiremos como el Área ubicada entre 0 USD/MWh y 13.05 USD/MWh (Cargo por Confiabilidad Actual). En la siguiente gráfica se muestra esta Área:

Curva de Oferta CarboeléctricasProyectos en Área de Seguridad

-

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

11.0

12.0

13.0

14.0

15.0

4,467,600

8,935,200

13,402,80017,870,400

22,338,000

26,805,600

31,273,200

35,740,80037,974,600

40,208,400

42,442,200

44,676,000

46,909,80049,143,600

51,377,400

53,611,200

55,845,000

58,078,80060,312,600

62,546,400

64,780,200

67,014,000

69,247,80071,481,600

73,715,400

75,949,200

ENFICC (MWh)

USD/

MW

h

Precios Subasta CE

Figura 6-4 Curva de Oferta Termoeléctricas a Carbón Proyectos en Área de Seguridad

En las condiciones descritas, los 74 proyectos ubicados en el Área de Factibilidad, se reducen a 26 proyectos si nos circunscribimos al Área de Seguridad.


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Cabe recordar que de acuerdo con los resultados de la Evaluación Financiera efectuada bajo el Primer Escenario de Cargo por Confiabilidad (13.05 USD/MWh durante el período 2008 – 2022), 33 proyectos clasificaban como viables, mientras que en el presente escenario el número de proyectos se reducen a 26. Esto se debe a las variaciones que se presentan en el perfil del Flujo de Caja de los diferentes proyectos entre ambas valoraciones. Mientras en el primer caso a partir de 2013 los Ingresos provenientes del Cargo por Confiabilidad de todos los proyectos eran el resultados del producto de su ENFICC por 13.05 USD/MWh, en este caso, los Ingresos provenientes del Cargo por Confiabilidad son el resultado de su ENFICC por el Precio de Oferta de cada uno de los proyectos en la Subasta teórica.

En los siguientes Numerales se analizan los resultados obtenidos para los 26 proyectos en cuestión en lo referente a Ubicación, Tamaño de las Unidades y Tecnología:

6.3.3.1 Proyectos en Área de Seguridad por Ubicación Cuatro (4) Ubicaciones geográficas resultan con proyectos viables: U1, U2, U4, y U6. Es decir, los proyectos ubicados en las zonas U3 y U5 no serían rentables en el contexto del Área de Seguridad (Cundinamarca - Colmenares y Antioquia – Sinifana).

Tabla 6-19 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Ubicación



Costo Inversión



1 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 8.60 2,233,800 2 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 353.2 9.23 2,233,800 3 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 349.6 9.65 2,233,800 4 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 9.70 2,233,800 5 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 10.03 2,233,800 6 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 11.47 2,233,800 7 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 11.64 2,233,800 8 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 12.15 2,233,800


10 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 364.8 12.06 2,233,800 11 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 12.70 2,233,800

12 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR1 592.1 2.51 4,467,600 13 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 3.71 4,467,600 14 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 4.79 4,467,600 15 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR1 607.0 5.39 4,467,600 16 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 5.58 4,467,600 17 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR1 635.0 6.63 4,467,600


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Costo Inversión



18 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 7.49 4,467,600 19 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 8.41 4,467,600 20 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 341.0 10.01 2,233,800 21 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 10.44 2,233,800 22 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 343.9 11.72 2,233,800 23 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 12.80 2,233,800 24 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 12.89 2,233,800

25 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 337.1 11.70 2,233,800 26 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 341.3 12.03 2,233,800

La Ubicación más versátil en términos de Tamaños y Tecnologías de proyectos probables es la U4 (Cesar – Chiriguaná) con 13 de los 26 proyectos, seguida por la U1 (Norte de Santander – Guaduas) con 8 proyectos. En las restantes Ubicaciones: U2 (Cundinamarca – Río Seco) y U6 (La Guajira – Arrucayui), son posibles 3 y 2 proyectos respectivamente, en el Área de Seguridad.

6.3.3.2 Proyectos en Área de Seguridad por Tamaño Con relación al Tamaño de las Unidades de los 26 proyectos considerados, están excluidos del Área de Seguridad todos los proyectos de 150 MW. Es decir, solamente proyectos de 300 y 600 MW resultan competitivos en el Área predefinida:

Tabla 6-20 Proyectos en Área de Factibilidad Clasificados por Tamaño de Unidad



Costo Inversión



1 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 8.60 2,233,800 2 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 353.2 9.23 2,233,800 3 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 349.6 9.65 2,233,800 4 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 9.70 2,233,800 5 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 341.0 10.01 2,233,800 6 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 10.03 2,233,800 7 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 10.44 2,233,800 8 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 11.47 2,233,800 9 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 11.64 2,233,800



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Costo Inversión



11 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 343.9 11.72 2,233,800 12 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 341.3 12.03 2,233,800 13 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 357.0 12.04 2,233,800 14 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 364.8 12.06 2,233,800 15 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 12.15 2,233,800 16 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 12.70 2,233,800 17 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 347.0 12.80 2,233,800 18 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 12.89 2,233,800

19 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR1 592.1 2.51 4,467,600 20 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 3.71 4,467,600 21 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 4.79 4,467,600 22 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR1 607.0 5.39 4,467,600 23 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 5.58 4,467,600 24 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR1 635.0 6.63 4,467,600 25 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 7.49 4,467,600 26 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 8.41 4,467,600

Clasifican 18 proyectos de 300 MW y 8 proyectos de 600 MW

6.3.3.3 Proyectos en Área de Seguridad por Tecnología Efectuando el análisis por tipo de Tecnología, solo resultan viables los proyectos sin inversiones en materia del control ambiental de las emisiones. Es decir, si el país adopta estándares ambientales internacionales, ningún proyecto sería competitivo en el Área de Seguridad:




Costo Inversión



1 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR1 607.0 5.39 4,467,600 2 U4 CP-SUB-CA-SFGD T3 TUR2 632.5 5.58 4,467,600 3 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 349.6 9.65 2,233,800 4 U1 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR2 356.1 10.03 2,233,800 5 U4 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 343.9 11.72 2,233,800 6 U2 CP-SUB-CA-SFGD T2 TUR1 357.0 12.04 2,233,800


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Costo Inversión




8 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR1 592.1 2.51 4,467,600 9 U4 CP-SUB-CC-SFGD T3 TUR2 661.7 8.41 4,467,600

10 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR1 344.9 8.60 2,233,800 11 U1 CP-SUB-CC-SFGD T2 TUR2 369.2 11.47 2,233,800

12 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR1 612.1 3.71 4,467,600 13 U4 CP-SUP-CA-SFGD T3 TUR2 633.6 4.79 4,467,600 14 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 353.2 9.23 2,233,800 15 U1 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 357.8 9.70 2,233,800 16 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 341.0 10.01 2,233,800 17 U4 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 345.6 10.44 2,233,800 18 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 337.1 11.70 2,233,800 19 U6 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 341.3 12.03 2,233,800 20 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR1 364.8 12.06 2,233,800 21 U2 CP-SUP-CA-SFGD T2 TUR2 370.3 12.70 2,233,800

22 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR1 635.0 6.63 4,467,600 23 U4 CP-SUP-CC-SFGD T3 TUR2 661.6 7.49 4,467,600 24 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 362.6 11.64 2,233,800 25 U1 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR2 369.8 12.15 2,233,800 26 U4 CP-SUP-CC-SFGD T2 TUR1 352.2 12.89 2,233,800

Desaparece de la muestra la Tecnología de Lecho Fluidizado que se había identificado en el Área de Factibilidad y solo tendrían viabilidad las Tecnologías de Carbón Pulverizado en todas sus versiones.

6.3.3.4 Conclusiones de la Evaluación Financiera – Área de Seguridad Del análisis combinado de los 26 proyectos identificados como viables en la que hemos denominado Área de Seguridad, se identifican los siguientes proyectos que podrían ser objeto de promoción:

i) Un proyecto de 300 MW en Guaduas (Norte de Santander) en cualquiera de las versiones tecnológicas de Carbón Pulverizado.

ii) Un proyecto de 300 MW en Río Seco (Cundinamarca) en cualquiera de las versiones tecnológicas de Carbón Pulverizado de Ciclo Abierto.


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iii) Un proyecto de 300 o 600 MW en Chiriguaná (Cesar) en cualquiera de las versiones tecnológicas de Carbón Pulverizado.

iv) Un proyecto de 300 MW en Arrucayui (La Guajira) con tecnología de Carbón Pulverizado Supercrítico de Ciclo Abierto.

La promoción de estos proyectos estaría condicionada a que el país no adopte estándares internacionales en materia del control ambiental de emisiones. De hacerlo, ninguno de los proyectos a Carbón que han sido objeto de evaluación resultarían viables en el contexto del Área de Seguridad.

6.4 IDENTIFICACIÓN DE BARRERAS DE ENTRADA DE PROYECTOS

Una barrera se identifica como todo tipo de impedimentos, legales, administrativos, financieros, técnicos o ambientales, que eliminan, disminuyen o impiden el desarrollo de proyectos de generación de electricidad.

A continuación se identifican las barreras a las que se encuentra expuesto el proyecto:

6.4.1 Barreras de Tipo Legal

6.4.1.1 Permisos Ambientales

• Licenciamiento ambiental195; En la Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos en Cogeneración Parte Aire y Ruido, se presenta en el capítulo 4 Marco Normativo, numeral 4.5 Competencias y Requerimientos, para el otorgamiento de la Licencia Ambiental. Las barreras que se pueden llegar a presentar en este tema hacen referencia a los trámites pertinentes ante la autoridad competente, los cuales pueden llegar a ser muy demorados interfiriendo en el normal desarrollo del proyecto. La licencia puede ser negada o revocada debido a incumplimientos por parte del contratista en los términos de referencia.

6.4.1.2 Seguridad Jurídica El concepto no aparece como uno de los factores prioritarios que normalmente toman en cuenta los inversionistas a la hora de tomar la decisión de invertir. Se puede concluir de aspectos comunes, como de la certeza de las normas que conforman una determinada institución jurídica y las que son aplicables a cada relación jurídica; la estabilidad de las normas; la claridad en la tipificación o definición de los hechos jurídicos y las consecuencias jurídicas reguladas en las normas; el respeto de los jueces por la normatividad jurídica y sus efectos, tales como los derechos y obligaciones.196

195 Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos en Cogeneración Parte Aire y Ruído. Minambiente 196 Análisis de los aspectos relevantes relacionados con la seguridad jurídica en materia del cargo por confiabilidad. CREG


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Figura 6-5 Proceso de la Seguridad Jurídica

• Inadecuados procesos de gestación de las normas, ambigüedad, prevalencia de criterios políticos sobre técnicos y derogaciones orgánicas

• Arbitrariedad a la hora de aplicar las normas, tanto a nivel judicial como administrativo

• Lentitud y otros impedimentos de los procesos

6.4.1.3 Cumplimiento de la normatividad La normatividad ambiental Colombiana que aplica al sector y que se encuentra en proceso de estudio presenta unos límites de emisión para plantas nuevas más restrictivos que otras normas internacionales, lo que puede implicar sobrecostos por la necesidad de implementar sistemas de control.

6.4.2 Barreras de Tipo Financiero

6.4.2.1 Indicador de la Confianza en Colombia; De acuerdo con la información del Diario de Economía y Negocios con fecha del 26 de noviembre de 2007, el ICC se encuentra en 65%, lo que significa que el panorama es regular (no es malo, pero tampoco bueno). En este rango el país tiene problemas en diferentes frentes, pero tiene elementos favorables que hacen tener optimismo. Debido a lo anterior esta situación desestimula la inversión en este tipo de proyectos que son a largo plazo.

6.4.2.2 Financiamiento Las barreras que se pueden encontrar al presentar proyectos de esta índole radican en la asignación de recursos y lograr su clasificación como elegibles para obtener recursos vía MDL.

Seguridad

Jurídica

Capacidad de Gobierno

Capacidad de Producción legislativa y reglamentaria

Capacidad de Gestión judicial y administrativa

Clima de Negocios

Competitividad

Inversión


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Adicionalmente sus costos no deben limitarse a los tradicionalmente evaluados, sino se deben incorporar los costos a nivel ambiental, en un país en desarrollo como Colombina rico en Biodiversidad que se debe proteger, son importantes, así de acuerdo a Portafolio en su publicación del día 13 de septiembre de 2007 la Degradación ambiental vale $7 billones.

Las políticas gubernamentales que impulsan proyectos basados en energías alternativas prioritariamente frente a proyectos que utilizan combustibles fósiles.

6.4.3 Barreras de Tipo Ambiental

6.4.3.1 Uso del suelo De acuerdo al estudio “Inventario de proyectos de generación térmica a carbón” realizado, los proyectos no se deben ubicar dentro del Sistema de Parques Nacionales Naturales, Reservas Forestales, Áreas de Manejo Especial, No estar incluidas en zonas de humedales, zonas periódicamente inundables, ni cerca a centros urbanos e industriales.

6.4.3.2 DAA, EIA Los proyectos requieren cumplir previamente con la elaboración y presentación del Diagnóstico Ambiental de Alternativas (DAA), y los Estudios de Impacto Ambiental (EIA), señalando los casos en los cuales se requiere, cuyo trámite desde que se requiere hasta que se decide otorgar o no la licencia puede demorar más de un año. Sin estos permisos no hay financiamiento. Adicionalmente los DAA deben contemplar los términos de referencia emitidos por el ministerio o en su defecto la Resolución No. 669 del 17 de julio de 1997.

6.4.3.3 Sistemas de Evaluaciones de Impacto Ambiental A continuación se comenta sobre el caso de Ecologistas en Acción, quienes alegan lo siguiente; En relación con el documento "Evaluación de Impacto Ambiental del Proyecto “Central de ciclo combinado a gas de 800 MW T.M Arrubal (La Rioja) “proyecto de ampliación de la Central Térmica de ciclo combinado de Arrubal (La Rioja) con el grupo de potencia 3.

El Estudio de Impacto Ambiental deberá especificar el sistema de control de emisiones, el método de medida y la periodicidad de las mediciones, así como las previsiones de actuación en el caso de que incidentalmente se sobrepasaran los límites normativos. El promotor deberá presentar datos empíricos (no meras suposiciones sin pruebas) que expliquen el % de NOx que se emite como NO2 o en caso contrario considerar que todas las emisiones de óxidos de nitrógeno son en forma de NO2. Una de las cuestiones que debería tener en cuenta el estudio es ¿Cómo afecta los niveles de ozono en los distintos puntos del territorio la presencia de la planta que se evalúa, así como su ampliación? No existe ningún modelo de predicción de la formación de O3 a partir de precursores que la planta emite en gran cantidad como el NO2.


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6.4.3.4 Suministro de Agua para Refrigeración El consumo de agua para refrigeración puede verse afectado por las restricciones presentes en el área de influencia por disponibilidad, permisos ante la autoridad competente, competencia por el recurso agua (uso para consumo humano, pesca o riego), si es suministro de agua subterránea se deben evaluar los estudios complementarios requeridos que permitan verificar la confiabilidad en el suministro de agua.

6.4.3.5 Transporte y Almacenamiento de Carbón Se debe contar con una infraestructura vial adecuada para el transporte del carbón, con distancias cortas que permitan hacer manejables los costos, identificar vías seguras y tener en cuenta la afluencia vehicular. Para el caso del almacenamiento de carbón debe tenerse especial cuidado en la ubicación de la mina que quede cerca de la planta y tener una infraestructura suficiente para almacenar el volumen de carbón requerido por la planta que dependerá de su capacidad instalada y al régimen de operación previsto de tal manera que se haga una rotación del mismo de 3 a 4 veces al año, teniendo en cuenta manejo de aguas de escorrentía y manejo de material particulado.

6.4.4 Barreras de Tipo Tecnológico La existencia de otras tecnologías en base a fuentes de energía alternas, con

baja o nula emisión de CO2 tales como la generación eólica, cogeneración, sistemas fotovoltaicos, nuclear, mareomotriz y biomasa entre otras, compite con estos proyectos.

Costos Equipos de Control; Encarecimiento de los sistemas de control por las exigencias cada vez mayores de las normas ambientales, que exigen la implementación de equipos más sofisticados.

Dificultad de acceso a las tecnologías que se requieran para el control de las emisiones y cumplimiento de las normas.

6.4.5 Barreras de Tipo Social Respuesta de las comunidades étnicas

En las áreas de influencia determinadas es posible encontrar comunidades étnicas, las cuales se resistan a la implementación del proyecto, por lo que se requiere de la formulación de estrategias que permitan socializar con la comunidad las ventajas del proyecto e identificar acuerdos de voluntades para beneficiar ambas partes.

Vocación turística de la zona que encarece los precios de la tierra

Es muy importante determinar si el área de influencia presenta una vocación turística, pues esto conlleva a la valorización de los predios y su incompatibilidad con el uso del suelo.

Generación de empleo mano de obra no calificada del área de influencia del proyecto


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El área de influencia del proyecto genera mano de obra, la cual no se encuentra calificada en la mayoría de los casos para ejecutar las diversas actividades del proyecto, lo que puede llegar a poner en riesgo el proyecto o en su defecto hacerlo lento en cuanto a tiempo de ejecución y a encarecer la mano de obra especializada, que debe ser traída de otras partes.

Migración de población y/o desplazamiento

Por ser un proyecto de gran medida, se puede llegar a presentar que pobladores de otras comunidades se instalen en cercanías del área del proyecto, o en su defecto que surjan migraciones por cambios en la vida social, económica e inconformismo.

Transformación de la vocación socio-económica de la región.

6.4.6 Barreras de tipo económico Pérdida de competitividad debido al hallazgo de nuevas reservas de

combustibles más económicos y de mejores especificaciones técnico-ambientales que el carbón.

Que el producto final sea más costoso que el ofrecido por otras fuentes energéticas.

6.5 ASPECTOS REGULATORIOS

El marco regulatorio del sector eléctrico que se encuentra vigente y que rige las actividades desarrolladas por los agentes generadores existentes y potenciales, es neutral frente a las tecnologías de generación: hidroeléctricas; termoeléctricas con base en gas natural; y termoeléctricas con base en carbón. Es decir, no privilegia de manera particular alguna de estas tecnologías sobre otras, de tal manera que la escogencia de proyectos de este tipo por parte de los inversionistas potenciales, es el resultado de una decisión económica racional.

Esta neutralidad es adecuada como señal económica y garantiza en principio, la eficiencia asignativa en la utilización de los recursos económicos disponibles.

No obstante, hay dos aspectos de la regulación vigente que no resultan adecuados, ambos relacionados con el diseño del Mercado de Subasta de Energía Firme, recientemente desarrollado por la CREG y de próxima implantación:

i) El diseño de las Subastas que es similar al diseño de las Opciones Financieras, con un Precio de Ejercicio que garantiza la cobertura de los Costos Variables de los agentes, puede inducir la instalación de proyectos de generación con Costos Fijos relativamente bajos y Costos Variables relativamente altos. Una tecnología con tales características es la Tecnología Diesel, que resulta ineficiente en términos energéticos y resulta ineficiente en términos económicos en el contexto de un Mercado Spot. Así mismo, esta señal podría inducir la instalación de plantas de generación termoeléctricas de “segunda mano” cuyos Costos Fijos ya están amortizados, lo que vulneraría la confiabilidad efectiva del parque de generación disponible; y


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ii) La CREG le reconoce a la generación con Plantas Termoeléctricas que operan con Combustibles (Diesel, Fuel Oil, y/o Duales), una firmeza que efectivamente no tienen. Como en el caso anterior, la instalación de estas tecnologías se traduce en vulnerabilidad para el sistema.

Estos riesgos regulatorios afectan por igual la competitividad relativa de los proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos con base en gas natural o carbón, en el contexto de las Subastas de Energía Firme.

De no corregirse esta señal económica, derivada del diseño actual de la Subasta, el sistema enfrentaría un riesgo potencial en términos de confiabilidad, que no podría corregirse sobre la marcha.

Con excepción del riesgo indicado, no se identifican barreras a la entrada de proyectos basados en las tecnologías que tradicionalmente ha manejado el sector.

Con relación a la regulación ambiental, en la actualidad se está discutiendo una propuesta para la adopción de nuevas normas en materia de control de emisiones. Del nivel de rigurosidad de las reglas que finalmente se implanten, dependerá que estas se constituyan o no en una barrera de entrada a potenciales proyectos de generación térmica a carbón. Los efectos de la variable ambiental se analizan en detalle en desarrollo de la Evaluación Financiera de los proyectos considerados en el presente estudio.


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7 RECOMENDACIÓN DE ESTRATEGIAS – PLAN DE EXPANSIÓN

Los resultados obtenidos en desarrollo de la Evaluación Financiera de los proyectos de Carbón considerados en el presente estudio, plantean retos significativos en lo referente al Plan de Expansión de la Capacidad de Generación que requiere el país durante los próximos años.

La coyuntura energética actual está marcada por la insuficiencia de las reservas de gas natural con que cuenta el país, que limita las posibilidades de expansión del parque de generación con proyectos termoeléctricos a gas, al menos en el mediano plazo.

En las condiciones descritas, la incorporación de nueva capacidad de generación dependerá de que se construyan proyectos hidroeléctricos y proyectos termoeléctricos con base en carbón. No obstante y de acuerdo con el análisis efectuado, las posibilidades del carbón están condicionadas a las restricciones de tipo ambiental que adopte Colombia en materia de emisiones.

Se presentan entonces dos escenarios probables en función de la regulación ambiental:

i) Si se mantiene la normatividad vigente en lo relacionado con el control de emisiones, se identifican y se recomienda la promoción de los siguientes proyectos de carbón:

• Un proyecto de 300 MW en Guaduas (Norte de Santander) en cualquiera de las versiones tecnológicas de Carbón Pulverizado; y/o

• Un proyecto de 300 MW en Río Seco (Cundinamarca) en cualquiera de las versiones tecnológicas de Carbón Pulverizado de Ciclo Abierto; y/o

• Un proyecto de 300 o 600 MW en Chiriguaná (Cesar) en cualquiera de las versiones tecnológicas de Carbón Pulverizado; y/o

• Un proyecto de 300 MW en Arrucayui (La Guajira) con tecnología de Carbón Pulverizado Supercrítico de Ciclo Abierto.

En este caso, los proyectos adicionales que se requieran para cubrir el crecimiento de la demanda, tendrían que ser hidroeléctricos.

Este escenario puede ser cuestionable en la medida en que su viabilidad está sujeta a que el país no realice mayores avances en términos de la regulación ambiental y las restricciones al control de emisiones. El mensaje sería políticamente cuestionable por el “trade-off” implícito entre seguridad energética y seguridad ambiental.

ii) De llegar a adoptar el país, en medio de la coyuntura energética actual, reglas más estrictas de control ambiental de emisiones, como las aquí referidas, la única alternativa que le quedaría es la expansión de la capacidad de generación instalada a través de proyectos hidroeléctricos, toda vez que los resultados muestran la inviabilidad de los proyectos a carbón analizados, en el marco de restricciones ambientales.


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Este escenario es cuestionable en la medida en que representa un retroceso en lo relacionado con la meta de diversificación del portafolio energético de generación con que cuenta el país, meta trazada desde los años 90´s.

Una tendencia en el sentido indicado, implicaría nuevamente afrontar la vulnerabilidad del sector eléctrico frente a fenómenos climatológicos, con los costos económicos potenciales que esto conllevaría.

Ninguno de los dos escenarios planteados parece adecuado y ambos resultan cuestionables como directriz de política, tanto en materia energética como en materia ambiental. Así mismo, hacer propuestas en medio de una crisis de insuficiencia en la disponibilidad de gas natural, que bien podría ser coyuntural, requiere que algunas de las recomendaciones se conciban como transitorias, a la espera de que el panorama en materia de gas natural tenga más definiciones.

Entre las opciones estratégicas se plantean las siguientes:

Revisar en detalle la producción de Gas de Síntesis para algunos proyectos de generación en ciclo combinado o para inyección a la red, bajo nuevos escenarios de legislación ambiental.

Revisar la factibilidad de instalación de Plantas de Regasificación que despejen la incertidumbre en la disponibilidad de oferta de gas natural. Esto requeriría el ajuste de señales de política y de señales regulatorias.

Implantación gradual de las normas de control ambiental de emisiones hasta alcanzar estándares internacionales, garantizándole a cada proyecto a carbón que se incorpore, que se le mantendrán las normas ambientales vigentes en el momento de su entrada, durante un período no inferior a 15 años.

Promocionar la instalación de Plantas Termoeléctricas a Carbón, que cumplan con estándares internacionales en materia de control de emisiones, aplicando por ejemplo subsidios que compensen la no competitividad de estos proyectos. El monto del los subsidios requeridos sería relativamente fácil de cuantificar. Así mismo, la implantación de los mismos se podría efectuar a través de las alternativas instrumentales que se relacionan a continuación, en orden de elegibilidad, buscando evitar en lo posible, la distorsión de los precios del Mercado Eléctrico:

Subsidios explícitos de Presupuesto Nacional;

Exenciones Tributarias por períodos predefinidos;

Un “Cargo por Confiabilidad Piso” en el Mercado de las Subastas de Energía Firme, para proyectos a Carbón, diferenciado por tipo y características de los proyectos. Este “Cargo por Confiabilidad Piso”, podría ser también objeto de competencia.

Las recomendaciones planteadas serían excluyentes, en la medida en que optar por una de ellas hace innecesarias las otras.


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8 PLANTAS DE GENERACIÓN TÉRMICA A GAS OPERANDO CON COMBUSTIBLES SUSTITUTOS

Con el fin de establecer las variaciones en el comportamiento de las centrales a gas natural cuando se utilizan combustibles sustitutos se presenta a continuación el análisis técnico teniendo en cuenta:

1. Uso de Gas de Síntesis proveniente del Carbón y de residuos de refinería a. Adaptación b. Cambios en el Comportamiento

2. Cambio de Combustible en Centrales Térmicas a Gas Natural a. Ciclo Simple b. Ciclo Combinado c. Estudios de Caso en Colombia

8.1 OPCIONES DE USO DE GAS DE SINTESIS PROVENIENTES DEL CARBON Y DE RESIDUOS DE REFINERIA COMO SUSTITUTOS DEL GAS NATURAL

Desde el punto de vista del sector eléctrico, el gas de síntesis es una opción de primera línea en ciertas condiciones de mercado de gas y/o demandas de control ambiental. Las turbinas a gas natural y su ciclo combinado ya se han adaptado exitosamente a nivel mundial al uso de gas de síntesis proveniente del proceso de gasificación.

Ya se cuenta a nivel mundial con varios centenares de miles de horas de operación de turbinas en ciclo combinado operando con gas de síntesis, luego de haber sido originalmente construidas para gas natural.

Para ilustrar el tema de la adecuación de las turbogases instaladas originalmente para quemar gas natural, al gas de síntesis, se analizaran cuatro aspectos:

• Limpieza del gas de síntesis

• Modificaciones en las turbinas a gas

• Cambios en el comportamiento de las turbinas y el ciclo combinado

• Correspondencia entre el nivel de costos y la integración del proceso de gasificación al ciclo combinado.

8.1.1 Limpieza del Gas de Síntesis Se consideran dos aspectos en esta limpieza: la limpieza de sustancias químicas y la limpieza de partículas, puesto que se pretende garantizar que las turbinas no se afecten desde los puntos de vista de corrosión ni de erosión, con las complicaciones colaterales de dificultades por vibraciones y depósitos que reducen la disponibilidad de las maquinas.

Puesto que existen diversas tecnologías de gasificación que difieren en sus diseños, en esta nota se describe someramente el proceso de limpieza del gas en una de ellas (Shell).


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8.1.1.1 Enfriamiento del gas de síntesis La limpieza del gas de síntesis, que debido a la temperatura del proceso de gasificación, proviene de un gasificador de paredes recubiertas por laminas refractarias, se realiza a temperatura más baja que aquella a la cual sale del gasificador, 1300-1400 grados centígrados aproximadamente, por las limitaciones que impone el estado del arte actual de la tecnología de limpieza de gases.

Por tanto, los gases calientes que salen del gasificador se introducen inicialmente en una torre enfriadora la cual, dependiendo del diseño particular asociado a la tecnología de gasificación que se utilice, puede consistir en un intercambiador de calor en el cual el calor de los gases se transfiere al vapor que circula por el interior de los tubos, llevándolo a condiciones de saturación y de tal forma adecuándolo para que alimente los circuitos de la turbina de vapor.

Adicionalmente, en el circuito de limpieza del gas de síntesis, este se enfría en otros dos equipos colocados antes del enfriador por atemperación y del lavador.

Es conveniente tener en cuenta que, si se está gasificando carbón, el contenido de elementos alcalinos en la ceniza, unido a la alta temperatura de funcionamiento, puede ocasionar el fenómeno de creación de escoria y de corrosión de la tubería, para evitar lo cual se requiere una selección adecuada de la calidad del carbón a gasificar.

En otro tipo de diseño, para enfriar los gases calientes se utiliza un sistema de más baja inversión de capital que el descrito, el cual consiste en enfriar los gases mediante su atemperación con un chorro de agua pulverizado, con lo cual se enfrían los gases, pero la eficiencia del proceso de gasificación es menor, por varios puntos, respecto al diseño que utiliza el enfriador con recuperación del calor.

8.1.1.2 Remoción de la ceniza y el hollín (soot) El hollín está compuesto por los hidrocarburos parcialmente oxidados durante el proceso de gasificación. La ceniza proviene del proceso de oxidación controlada del carbón. Cualquiera de los dos, o ambos, ocasionarían erosión, corrosión y depósitos en la turbina, por lo cual, cuando ambos son arrastrados por el flujo de gas de síntesis fuera del gasificador, se conducen hacia el sistema de enfriamiento y limpieza diseñado e instalado para este propósito, antes de acceder a la turbina.

En la tecnología aquí presentada, el sistema de limpieza consta de tres elementos: dos de limpieza del gas de síntesis por contacto con agua: un cilindro de rociado y un lavador en contraflujo, y otro de tratamiento de esta agua que ha atrapado en si al hollín y la ceniza en los elementos mencionados, antes de reciclarla en un circuito cerrado de agua de limpieza.

El gas de síntesis sale del enfriador y entra al cilindro de rociado en el cual entran en contacto en contracorriente con el agua de limpieza pulverizada, proveniente del lavador, y circulan a continuación a éste, para posteriormente ser dirigidos hacia la turbina.


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8.1.1.2.1 Cilindro de rociado El gas de síntesis entra por un extremo del cilindro de enfriamiento rápido, en contraflujo con el agua de limpieza, la cual entra por el extremo opuesto a presión por una tobera diseñada para pulverizarla, de tal manera que el área de contacto entre el agua y el gas de síntesis es la máxima posible.

En este proceso de contacto entre el agua y el gas, aproximadamente el 95% del hollín se retira del gas, atrapado por el agua, la cual pasa de este cilindro a su proceso de tratamiento.

8.1.1.2.2 Lavador en contraflujo En este lavador el gas y el agua, limpia, proveniente del circuito de tratamiento de la misma, entran en contacto en contraflujo pero circulando a través de bandejas perforadas que facilitan el atrapar el hollín y la ceniza residuales en el gas, al punto que su concentración final en éste es inferior a 4 mg/Nm3.

8.1.1.2.3 Tratamiento del agua de limpieza Por cuanto esta agua se utiliza en circuito cerrado, se requiere su tratamiento continuo para extraerle ceniza y hollín. Un sistema es el siguiente: el agua a presión proveniente del cilindro de rociado se despresuriza y se circula hacia un sistema de filtros el cual atrapa los compuestos carbonáceos y los concentra hasta valores del 20% en peso aproximadamente. Estos residuos se incineran en un equipo especial para este propósito, y se recuperan los elementos remanentes, que por ser metales pesados tienen un mercado activo.

8.1.2 Modificaciones en las Plantas a Gas Natural a Ciclo Combinado para adaptarlas al Gas de Síntesis

El gas de síntesis tiene diferencias en su composición química y poder calorífico respecto al gas natural, y el reemplazar este gas por el de síntesis puede implicar el efectuar algunas variaciones en el turbogrupo a gas y los componentes del ciclo de vapor.

8.1.2.1 Evaluaciones Por tanto para proceder al cambio de combustible, es conveniente efectuar inicialmente algunas evaluaciones, así:

8.1.2.1.1 Implicaciones sobre la turbina debido al cambio a gas de síntesis

• Revisión del sistema de limpieza del gas de síntesis. Se efectúa para asegurarse de que no se presentarán en la turbina problemas de erosión, corrosión ni depósitos inducidos por arrastre de hollín y/o ceniza del gasificador.

• Evaluación de las nuevas condiciones de transferencia de calor en la turbina. El gas de síntesis es más rico en hidrogeno que el gas natural y el agua asociada a su combustión incrementa la tasa de transferencia de calor del gas de combustión hacia las distintas partes de la turbina, por lo cual, para controlar las temperaturas al interior de esta máquina, se puede preferir llevar a cabo la dilución


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del gas de combustión con nitrógeno proveniente de la unidad separadora de aire, en lugar de realizarla con vapor de agua, como normalmente se realiza en una turbina que quema gas natural.

• Evaluación del funcionamiento del compresor de aire impulsado por la turbo gas. Uno de los estudios a realizar es el de la estabilidad de funcionamiento del compresor en las nuevas condiciones de impulsión de aire comprimido, para evitar el llegar a tener en el compresor las condiciones llamadas de bombeo, que son pulsaciones de alta frecuencia inducidas por la variación periódica de la diferencia de presión entre la impulsión del compresor y el circuito que recibe el aire comprimido, pulsaciones que afectan la vida útil del compresor y el funcionamiento del sistema de aire.

Un compresor centrífugo funciona sobre la curva que relaciona la tasa de compresión con el flujo másico del fluido que se comprime, en este caso el aire.

El hecho de utilizar gas de síntesis implica impulsar hacia la turbogas volúmenes de gas mayores a los que se manejan cuando se quema gas natural, y esto, ligado a que el compresor de la turbina esta ahora integrado a un gasificador, enviando aire a este o a la unidad separadora de aire, puede cambiar el punto de operación del compresor y volverlo inestable. En general estos estudios de estabilidad revelan que no se requiere inducir cambios en el compresor ni el circuito de aire al pasar la turbina a funcionamiento con gas de síntesis.

• Evaluación del sistema de combustión. Por disponer el gas de síntesis de un menor poder calorífico que el gas natural, es necesario introducir las variaciones requeridas en los combustores, por ejemplo sus dimensiones, el tipo de boquillas que permite el flujo requerido de gas de síntesis, vapor y aire, para garantizar las condiciones necesarias de flujo de gas, temperatura de los gases de combustión y estabilidad de la misma.

• Evaluación del equipo de auxiliares del combustible. Toda vez que el gas de síntesis tiene características diferentes al gas natural, una evaluación del diseño físico de tuberías y conexiones del gas combustible a la turbina, conduce al cambio de este diseño por otro. Estos cambios implican también el cambio del sistema de control de alimentación de gas

8.1.2.1.2 Integración de la turbina al gasificador y el ciclo de vapor

• Compresor de aire impulsado por la turbo gas. Dentro del proceso de integración de la turbina a gas con el gasificador, se rediseña que parte del aire requerido por la unidad separadora de aire se tome de este compresor, para optimizar la disponibilidad y eficiencia de la integración de la gasificación y el ciclo combinado. Se reduce la cantidad de energía eléctrica consumida por la unidad separadora de aire en su área de compresores.

El calor extraído al aire comprimido en los intercambiadores de calor dispuestos para tal fin, se puede integrar al ciclo combinado para calentar el condensado del ciclo a vapor.


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• Enfriador del gas de síntesis en el gasificador. El calor absorbido por el condensado en este enfriador, genera vapor saturado que se utiliza en el ciclo de vapor. En otros enfriadores del gas del circuito de limpieza del gas de síntesis también se calienta el condensado de este ciclo.

8.1.2.2 Modificaciones en las turbinas a gas En general, el cambio de combustible de gas natural a gas de síntesis, implica las siguientes modificaciones, menores, en las turbinas. Cada caso específico debe estudiarse para determinar el alcance de las modificaciones que le correspondan.

• Combustor, toberas de combustible. Puesto que el poder calorífico del gas de síntesis es menor que el del gas natural, en los combustores de las turbinas, diseñadas originalmente para gas natural, se deben manejar mayores volúmenes de gas, de síntesis, para garantizar el ingreso de la cantidad de energía apropiada a la potencia de la turbina y mantener la estabilidad de la combustión.

Estas condiciones condujeron a algunos fabricantes de turbinas a efectuar variaciones a sus sistemas de combustión ya en condición de madurez tecnológica avanzada, y probarlos en sus laboratorios hasta obtener versiones de combustores/toberas que pueden operar en todo el rango de potencia de la turbina, tanto con gas de síntesis como con gas natural y con la mezcla de estos dos gases, satisfaciendo las exigencias energéticas y de funcionamiento seguro de las turbinas, así como las de tipo ambiental.

Los ensayos y experiencia comercial confirmaron que la dinámica de la combustión y las temperaturas de operación con gas de síntesis se conservan dentro de los límites apropiados.

Por tanto, ahora se obtienen en el mercado los combustores y toberas que reemplazando a los existentes, permiten transformar las turbinas de gas natural a gas de síntesis, con capacidad de cambiar durante la operación de las turbinas la alimentación de uno a otro combustible o quemarlos simultáneamente o utilizar un tercero de respaldo, como el diesel.

Los nuevos diseños de toberas permiten los flujos adecuados de los distintos gases y combustibles de respaldo, al interior de los combustores.

• Carcasa, extracción de aire. Si se integra la operación del compresor de la turbogas con la isla del gasificador, entregando parte del aire que se requiere en esta, es necesario introducir cambios en la carcasa externa para permitir el manejo del aire comprimido, desde la cámara del compresor, pasando la nueva tubería de este aire al exterior, para conducirlo a la isla mencionada.

• Sistemas auxiliares y control. Por cuanto la combustión se efectúa con gas de síntesis, gas natural y un combustible de respaldo, y los gases mencionados se pueden quemar simultáneamente, surgen nuevos circuitos y parámetros físicos a supervisar y controlar, por lo cual se requiere una nueva consola de comando, diferente a la utilizada con la turbina diseñada inicialmente para gas natural.


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8.1.3 Cambios en el Comportamiento de las Turbinas a Gas y del Ciclo Combinado al Utilizar Gas de Síntesis en Reemplazo del Gas Natural

A continuación se pondrán de presente algunos cambios de comportamiento para cuya evaluación se comparan los datos de operación de una misma turbina, funcionando alternativamente a gas natural y a gas de síntesis. Para efectos de normalizar las observaciones, los datos de parámetros que se comparan se refieren a los obtenidos a una temperatura de 15 grados centígrados, a la entrada del compresor.

Si en Colombia se estudiará eventualmente la factibilidad de instalar gasificadores en algunas centrales existentes a gas en ciclo combinado, el nivel de la temperatura del aire ambiente y su variación durante las 24 horas del día, son condiciones a tener en cuenta.

• Flujo de gases de salida. El flujo de gases de salida de una turbina quemando gas natural, es inversamente proporcional a la temperatura ambiente. La razón estriba en que el compresor de una turbogas es una máquina que funciona a velocidad constante, y al incrementarse la temperatura del aire ambiente, se tiene en éste menos masa de aire por unidad de volumen, por lo cual el flujo másico que impulsa el compresor se reduce cada vez más con el aumento de la temperatura ambiente.

El flujo de gases de salida de una turbina quemando gas de síntesis, es relativamente constante, puesto que se controla su ingreso a la turbina con las paletas directrices, con una débil tendencia a incrementarse con la temperatura ambiente.

A temperaturas ambientes altas, la diferencia entre flujos de salida para los dos tipos de gases, está alrededor de 20 puntos porcentuales, siendo mayor el del gas de síntesis, por lo cual se debe revisar el diseño del HRSG para cuando reciba los gases de combustión de este gas. Normalmente no es necesario realizar cambios en su diseño.

• Temperatura de gases de salida. En la turbina quemando gas natural, la temperatura de salida de los gases se incrementa con alto gradiente de cambio con el aumento de la temperatura ambiente, mientras que, con la misma turbina quemando gas de síntesis, la temperatura de salida de gases de combustión permanece casi constante, registra un muy leve incremento, al aumentar la temperatura ambiente.

Esta característica es positiva para la operación de la turbina con gas de síntesis, pues los álabes y elementos de acero en ella, están sometidos a menores esfuerzos térmicos y tendencias a la oxidación que cuando queman gas natural.

Así mismo, se facilita la conversión a gas de síntesis de la turbogas en ciclo combinado, pues la temperatura de los gases hacia el recuperador de calor del ciclo a vapor, no se constituye en un obstáculo.

• Enfriamiento del rotor. En la turbina que quema gas de síntesis el rotor sube menos de temperatura que en la turbina a gas natural, por lo cual, la demanda sobre el enfriador correspondiente es menor cuando se quema gas de síntesis.


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Esta circunstancia es consecuencia del menor incremento de temperatura de los gases a lo largo de las etapas de la turbina, como se puede deducir del punto anterior sobre la temperatura de salida de gases.

• Cambio en la potencia de generación de electricidad. En la turbogas quemando gas natural, la capacidad de generación bruta disminuye a un gradiente sensible con el incremento de la temperatura ambiente, en tanto que, en la turbina a gas de síntesis, el cambio de la potencia es muy reducido, con tendencia al incremento con el aumento de la temperatura ambiente.

Un punto de interés es que existen familias de turbinas de gas en las cuales, a temperatura ambiente de 15 grados centígrados, la potencia bruta generada con gas natural alcanza el máximo nominal, pero con gas de síntesis ya se obtiene un 10 % más aproximadamente de potencia que quemando gas natural.

Por tanto la operación con gas de síntesis a plena carga impone al generador un régimen de parámetros de funcionamiento eléctricos en exceso de los de diseño original de plena carga, por lo cual es necesario analizar las características constructivas del generador para determinar si puede operarse en tales condiciones o es necesario trabajar a valores parciales de carga.

• Corrosión en el recuperador de calor para generación de vapor, HRSG. En unidades de gasificación complementadas con sistemas de reducción no catalíticos, (SNCR), se requiere un control y monitoreo estrictos sobre la concentración del SO2 en el gas de síntesis, toda vez que si entra en reacción con el amoniaco que se escapa del sistema SNRC, al salir de la turbina como gases de escape de alta temperatura e ingresar al HRSG, ocasiona en la tubería de éste ataques corrosivos que pueden reducir sensiblemente la disponibilidad de la unidad generadora. Se registran casos de una parada mensual no programada de una central por este tipo de corrosión.

• Incremento en la producción de vapor. La práctica de la inyección de vapor de agua en las turbina a gas con el fin diluir el gas combustible y mejorar las temperaturas de trabajo de la turbina, conlleva un incremento del contenido de humedad de los gases de escape que llegan al HRSG.

Esta humedad mejora las condiciones de transferencia de calor en el HRSG y conduce a una mayor generación de vapor en éste que la de su diseño original, con lo cual la turbina a vapor podría, si es factible, impulsar a su generador eléctrico a una más alta cifra de generación. Los materiales y especificaciones con que se construyen el generador y sus equipos auxiliares colocan las restricciones concretas al respecto.

Cambios en la Eficiencia. Para efectos de observar el cambio en la eficiencia de una central a gas natural cuando opera con gas de síntesis, referirse a la Figura 8-2, página 371.


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8.1.3.1 Integración del Proceso de Gasificación a un Ciclo Combinado existente El proceso de gasificación de carbón para producir gas de síntesis como combustible para una turbogas en ciclo combinado, puede integrar sus circuitos de manera parcial o total con los de la turbina a gas y el ciclo a vapor.

Los siguientes circuitos son susceptibles de integración:

• El aire del compresor de la turbogas con la unidad separadora de aire que entrega el oxigeno al gasificador.

• El aire caliente del compresor de la turbogas con los circuitos de agua y vapor de la unidad a vapor.

• Los equipos de enfriamiento del gas de síntesis con los circuitos de agua y vapor de la unidad generadora a vapor.

• El equipo de dilución del gas de síntesis o de saturación de este gas, en el cual se añade humedad al gas.

• El gas de síntesis producido en el gasificador con la turbogas. El costo de la integración depende de la cantidad de los circuitos que la compongan, y del grado de complejidad que esta integración represente, en términos de instalación de nuevos equipos y sistemas de control automático, y de riesgo para la disponibilidad y operabilidad del conjunto de la planta.

Cuanto mayor es la complejidad de la integración, mayor es el costo asociado a la misma, y mayor la eficiencia del conjunto. A continuación se listan, en orden ascendente de complejidad, costo y eficiencia lograda para el conjunto, los circuitos a integrar. Cada paso de integración implica al anterior.

o El circuito de gas de síntesis a la turbogas.

o Circuito de precalentamiento del condensado del circuito a vapor, por medio del enfriamiento del gas de síntesis en la unidad de limpieza del mismo. Equipo de saturación del gas de síntesis.

o Aire comprimido del compresor de la turbogas a la unidad de separación de aire.

o Equipo de enfriamiento del gas de síntesis.

o Adicionalmente, y si resultare necesario, el rediseño, construcción y montaje de una nueva unidad HRSG y un nuevo condensador para la turbina de vapor.

8.1.4 Posibles Plantas IGCC como sustituto de Gas Natural en Colombia De acuerdo al Plan de expansión 2005-2019, el sistema Interconectado Nacional en el 2004 tuvo una generación de 48571,52 GWh, de dicha generación, un 82.06 % fue realizada por recursos hídricos, 14.22 % por plantas que operan con gas natural, 3.36 % por plantas que operan con base en carbón mineral y 0.36 % por plantas eólicas y


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cogeneradores197. De esta información se aprecia que las plantas térmicas dependen del uso de gas natural, que en cierto momento se ven abocadas a operar con combustibles sustitutos como fuel oil, diesel entre otros. Por esta razón, es importante evaluar el uso de gas de síntesis proveniente del carbón como sustituto del gas natural en las plantas que operan en ciclo combinado.

La tecnología IGCC permite la utilización limpia y eficiente de carbón, que como combustible presenta importantes ventajas frente al gas natural y los derivados del petróleo. En la situación actual, en la que es improbable una sustitución significativa de los combustibles fósiles por los renovables, el carbón ofrece una solución viable, puesto que es el mayor recurso energético del país (reservas para más de 100 años a los consumos actuales). Las particulares características de los mercados de gas natural y petróleo, dominados por un número muy reducido de países productores, implica que los precios experimentan fuertes variaciones, difícilmente previsibles, de igual forma para el gas natural se prevé una tendencia alcista en el precio , frente al carbón que por su abundancia y mayor distribución geográfica, las variaciones en los precios son menos sensibles198.

Por lo anterior, el empleo de tecnologías de uso limpio del carbón como el IGCC en la generación eléctrica presenta ventajas frente a las que emplean gas natural o derivados de petróleo, por ello en esta sección se hace una evaluación de las plantas que en la actualidad utilizan gas natural en el ciclo combinado por gas de síntesis proveniente del carbón.

En la Tabla 8-1, se presentan las térmicas a gas existentes en Colombia, según la capacidad nominal, así como el tipo de ciclo utilizado para la generación eléctrica. De las veintidos (22) unidades encontradas, seis (6) emplean ciclo combinado, ocho (8) de ciclo Brayton, y ocho (8) ciclo Ranking. En las plantas de IGCC evaluadas en este trabajo el tamaño mínimo fue de 250 MW, por lo cual el tamaño seleccionado, para ser instalado en Colombia es de 200 MW, las plantas con capacidades mayores a este valor son: Tebsa, Temosierra, Termocentro, Termoemcali, y Termovalle, las cuales se resaltan, por su posibilidad de cambio de combustible de Gas Natural a gas de Síntesis.

Tabla 8-1 Plantas térmicas a Gas Natural en Colombia

TERMICA UBICACIÓN CAPACIDAD

NOMINAL MW

TIPO DE CICLO

COMBINADO BRAYTON RANKINE

TEBSA Soledad 750 X TERMOSIERRA Puerto Nare 455 X

TERMOCENTRO Puerto Olaya, Cimitarra 280 X

TERMOEMCALI Cali 229 X TERMOVALLE Cali 205 X TERMOFLORES 3 Barranquilla 175 X MERIELECTRICA 1 Barrancabermeja 185 X

197 Plan de expansión de referencia. Generación transmisión. 2005-2019. UPME, Ministerio de Minas y Energía. 198 EIA DOE Annual Energy Outlook 2007 http://tonto.eia.doe.gov/ftproot/forecasting/0383(2007).pdf


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TERMICA UBICACIÓN CAPACIDAD

NOMINAL MW

TIPO DE CICLO

COMBINADO BRAYTON RANKINETERMOFLORES 1 Barranquilla 160 X TERMOCANDELARIA 1 Mamonal 157 X TERMOCANDELARIA 2 Mamonal 157 X TERMOGUAJIRA 1 La Guajira 151 X TERMOGUAJIRA 2 La Guajira 125 X TERMOFLORES 2 Barranquilla 112 X TERMOBARRANQUILLA 3 Soledad 64 X TTERMOBARRANQUILLA 4 Soledad 63 X TERMOCARTAGENA 3 Mamonal 66 X TERMOCARTAGENA 1 Mamonal 61 X TERMOYOPAL 2 Yopal 29 X TERMODORADA 1 La Dorada 51 X PROELECTRICA 1 Mamonal 45 X PROELECTRICA 2 Mamonal 45 X PALENQUE 3 Santander 15 X

Como ya se comentó del balance global de energía presentado, se sabe que en el caso de las plantas de IGCC cerca de un 15% de la generación proviene de la recuperación de calor de la energía radiante del gasificador y de la escoria. Según la organización de las plantas en Colombia, las turbinas a gas natural en ciclo combinado están constituidas en forma integrada, es obvio que al instalar una planta de gasificación a partir de carbón se debe aprovechar el calor generado en la gasificación. Por lo tanto, además de la planta de gasificación se debe agregar una unidad de generación de vapor con capacidad del 15% del total de la planta adicional del ciclo combinado instalado con gas natural que será reemplazado por el gas de síntesis. En esta valoración solo se tiene en cuenta la capacidad nominal de la planta, si en el diseño a detalle es necesaria la instalación de la unidad de generación de vapor por calor recuperado se deben hacer los ajustes respectivos.

La Tabla 8-2, muestra los recursos, reservas carboníferas y calidades de carbón cercanas a la planta de ciclo combinado que se utilizarían para proveer el combustible necesario para la alimentación de las térmicas convertidas a IGCC.

De la información encontrada se sabe que una planta como la de ELCOGAS con capacidad de 300 MW consume 2600 t/d de combustible, con un poder calorífico de 22.55 MJ/kg (9660 BTU/lb).Teniendo en cuenta esta información y las calidades de los carbones de cada zona aledaña a la térmica (ver Tabla 8-3), se calcula la cantidad de carbón de la zona utilizada en la planta.


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Tabla 8-2 Calidades de los carbones aledaños con tecnología IGCC

SUBZONA RESERVAS MEDIDAS

t

RECURSOS MEDIDOS

t

TOTAL RESERVAS Y RECURSOS

t

Poder Calorífic

o ANÁLISIS PRÓXIMO %

BTU/Lb Cenizas Materia Carbón Humed

ad Azufretotal Volátil Fijo

C/MARCA 90,322,230 146,015,940 236,338,170 12,957 127.12 29.29 58.77 3.54 0.96

VALLE 14,322,714 27,193,372 41,516,086 11,934 19.77 33.35 42.35 4.54 2.76

CESAR 1,718,831,802 310,573,281 2,029,405,086 11,616 7.08 36.76 47.31 10.29 0.59

CORDOBA 381,000,000 0 381,000,000 9,280 9.24 37.55 38.73 14.49 1.31

SANTANDER 56,095,781 0 56,095,781 12,442 11.40 25.71 60.43 2.74 1.2

Tabla 8-3 Requerimientos de carbón de Térmicas con tecnología IGCC

TERMICA UBICACIÓN

CAPACIDAD NOMINAL

MW REQUERIMIENTOS

DE CARBON t/d

REQUERIMIENTOS DE CARBON Vida útil de la

planta (t)

ZONA CARBONIFERA

PROXIMA CCGN TEBSA

SIEMENS Soledad 750 5,405 50,270,919 CESAR 6,766 62,925,323 CORDOBA

SIERRA Puerto Nare 455 2,940 27,341,297 SANTANDER 3,062 28,473,009 CUNDINAMARCA

CENTRO Puerto Olaya, Cimitarra 280 1,809 16,825,413 SANTANDER

1,884 17,521,852 CUNDINAMARCA TERMOEMCALI Cali 229 1,606 14,940,379 VALLE TERMOVALLE Cali 205 1,438 13,374,575 VALLE

Con los valores mostrados en la tabla anterior, para la planta TEBSA se calcula el consumo de carbón durante su tiempo de vida útil, estimada en 30 años, requiriéndose, en forma estimada 50 millones de toneladas de carbón del Cesar y 63 millones de toneladas de carbón de Córdoba, Tabla 8-3, comparativamente con los recursos y reservas medidos en cada una de las zonas, existe carbón suficiente para suplir los requerimientos de la planta.

Las necesidades de carbón en la planta TERMOSIERRA están en el orden de 29 millones de toneladasTabla 8-3, bien sea de carbón de la zonas de Santander o Cundinamarca, cantidad de fácil consecución en las dos zonas.

En la planta TERMOCENTRO, las necesidades de carbón son 17 millones de toneladas, Tabla 8-3, correspondiente al 18 % de las reservas y recursos medidos de la zona de Cundinamarca.

En TERMOEMCALI, como en los casos anteriores no hay problema en la consecución del carbón unos 15 millones de toneladas que se consumen durante la vida útil de la planta, Tabla 8-3, que comparado con los 42 millones de las reservas y recursos medidos serian adecuados para su sostenimiento.

Para TERMOVALLE las necesidades de carbón de 14 millones de toneladas, Tabla 8-3, es factible de alcanzar con las reservas probadas de 41 millones de toneladas para la


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zona, las dos plantas del Valle podrían ser reemplazadas utilizando los carbones el departamento.

8.1.5 Impacto Ambiental de Conversión de Térmicas de Gas Natural a IGCC Para establecer el impacto de la conversión de algunas térmicas nacionales que operan con gas natural a IGCC se procedió a calcular las emisiones en las condiciones actuales de operación de las térmicas en términos de kg/MWh y ton/año de contaminante y se compararon con las obtenidas al simular la operación de la térmica con carbón, mediante la tecnología IGCC operando con carbones de la región199.

Para este estudio de acuerdo a la selección hecha por la parte técnica, se evalúan las cinco térmicas con capacidad superior a 200MWh. Los resultados obtenidos se presentan a continuación:

Tabla 8-4 Cambio de emisiones por reconversión GN a IGCC200

Térmica Actual IGCC Incremento en emisiones CO2 CO2 CO2 CO2 CO2 CO2 %

kg/MWh ton/año kg/MWh ton/año kg/MWh ton/año Tebsa 395 1,644,285 774 3,221,771 379 1,577,487 96Termo Sierra CORD 360 39,912 703 77,825 342 37,913 95TermoSierra Cesar 360 39,912 700 77,588 340 37,676 94Termo valle 355 26,668 711 53,427 356 26,760 100Termo emcali 366 6,664 711 12,955 345 6,291 94Termocentro 401 91,840 739 169,333 338 77,493 84

En la tabla anterior se aprecia que todas las conversiones generan incremento en las emisiones en un rango de 84% al 100% dependiendo de la eficiencia de la planta y de la calidad del carbón a emplear en el proceso IGCC, por lo tanto carbones con buen poder calorífico y bajo contenido de carbono son los que generan el menor incremento en las emisiones, en relación alCO2 . Las emisiones de SO2,son 100% incrementales ya que el contenido de azufre en el gas es mínimo; para el caso del NOx el incremento de las emisiones se debe al contenido de nitrógeno en el. Carbón ya que el proveniente del aire se puede considerar equivalente pues las condiciones de operación del ciclo combinado con gas y con IGCC son muy similares con baja producción de NOx atmosférico. (Los detalles de los cálculos se pueden ver en el anexo 5).

199 ECOCARBON. “Oportunidades de Inversión en Colombia en centrales Termoeléctricas a carbón” Santa Fe de Bogotá, Septiembre de 1994. INGEOMINAS “El carbón colombiano recursos, reservas y calidad” Bogotà, 2004. 200 Fuente: Desarrollado por el consultor.


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8.2 EFECTOS DEL CAMBIO DE COMBUSTIBLE EN CENTRALES TÉRMICAS A GAS NATURAL

8.2.1 Cambio de Combustible en Centrales Térmicas a Gas Natural Ciclo Simple Para analizar y comparar técnicamente el efecto que el cambio de combustible tiene sobre variables como Potencia, Eficiencia, Flujo de Masa y Temperatura de los gases de salida de la turbina de gas, se modeló una planta en Ciclo Simple de 186 MW de potencia operando con 6 combustibles diferentes: gas natural con las características del disponible en la zona central de Colombia, Fuel Oil # 2 y Fuel Oil # 6; adicionalmente se hizo uso del gas de las características del gas obtenido de la gasificación de tres tipos de carbón: bituminoso, subbituminoso y lignítico, en diferentes tipos de gasificadores (Ver Tabla 8-5).

Tabla 8-5 Tipo de gasificador, de carbón y gas de síntesis201

TIPO GASIFICADOR LECHO MOVIL LECHO FLUIDIZADO ARRASTRE ALIMENTACION CARBON EN SECO EN SECO EN LODO TIPO CARBON SUBBITUMINOSO LIGNITO BITUMINOSOOXIDANTE AIRE OXIGENO OXIGENO ANALISIS DEL CARBON, % PESO C 41.1 56.9 61.2H 4.6 3.8 4.7N 0.8 0.8 1.1O 20.5 15.9 8.8S 0.6 1 3.4CENIZA 16.1 9.6 8.8HUMEDAD 16.3 12 12HHV, Btu/lb 11,258 9,914 11,235 GAS DE SINTESIS, % VOL CO 17.4 48.2 41H2 23.3 30.6 29.8CO2 14.8 8.2 10.2H2O 9.1 17.1N2 38.5 0.7 0.8CH4+CnHm 5.8 2.8 0.3H2S+COS 0.2 0.4 1.1NH3+HCN 0.2HHV, Btu/dscf 196 309 278

Las características del gas de síntesis varían según el tipo de carbón gasificado y el proceso de gasificación utilizado.

201 Fuente: Babcock & Wilcox, Steam, pag.17.12


Doc. AN-JRC-812-05


371

Se considera que la central de GN en ciclo simple compra el gas de síntesis a una planta gasificadora que opera de manera independiente a la central, sin afectar su eficiencia eléctrica.

8.2.1.1 Comportamiento global de una Central Térmica a Gas en Ciclo Simple La siguiente tabla presenta los datos obtenidos con los diferentes combustibles, respecto a la potencia obtenida, las eficiencias alcanzadas y los consumos térmicos correspondientes.

Tabla 8-6 Relación de parámetros respecto a diferentes Combustiles en una Central termica a gas en ciclo simple202

Parámetro GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas, Subbitum.

Syngas, Lignito

Syngas, Bitumin

Potencia Bruta, Kw 166,455 160,650 159,601 193,577 179,195 188,174Potencia Neta, Kw 162,643 158,313 157,270 181,090 170,505 177,773Aux. y perdidas, Kw 3,812 2,336.6 2,330.8 12,487 8,690 10,401Consumo térmico bruto , LHV, KJ/kWh 9,736 9,903 9,925 8,954 9,503 9,346

Consumo térmico neto, LHV, KJ/kWh 9,964 10,049 10,072 9,572 9,987 9,893

Ef. Eléctrica Bruta, LHV, % 36.98 36.35 36.27 40.20 37.88 38.52Ef. Eléctrica Neta, LHV, % 36.13 35.83 35.74 37.61 36.05 36.39Aporte combustible, LHV, kWth 450,180 441,904 440,028 481,492 473,028 488,545

Aporte combustible, HHV, kWth 499,453 470,687 464,581 530,008 513,484 541,940

8.2.1.2 Potencia de la Central Es interesante destacar el rango de potencias en el cual podría funcionar una central si implementara un programa de utilización de diferentes combustibles y el generador admitiera su funcionamiento. Se hace evidente que partiendo de una potencia nominal de 186 MW brutos, se entra a un rango de potencias que varía entre 160 MW y 193 MW brutos, dependiendo del tipo de combustible con el cual se alimente la turbina de combustión.

La siguiente gráfica ilustra esta circunstancia:

202 Elaborado por el Consultor


Doc. AN-JRC-812-05


372

GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas, Subbit Syngas, Lig. Syngas, BitPotencia Bruta, Kw 166455 160650 159601 193577 179195 188174

Potencia Neta, Kw 162643 158313 157270 181090 170505 177773

100000

150000

200000

kWPOTENCIA DE LA CENTRAL

SEGUN COMBUSTIBLE UTILIZADO Potencia Bruta, Kw

Potencia Neta, Kw

Figura 8-1 Potencia de una Central Térmica a Gas en ciclo simple según combustible202

Vale la pena resaltar al menos lo siguiente:

• Al comparar las condiciones de generación de energía eléctrica del gas natural respecto a los combustibles líquidos, resalta que con este gas se logra una mayor potencia disponible, la cual desciende con el F.O # 2 y es la menor con el F.O # 6.

• Al comparar la potencia disponible al consumir gas natural, respecto a las obtenibles mediante el uso de gas de síntesis de carbón, resalta como éste gas, proveniente de cualquiera de los tipos específicos de carbón utilizados en el modelaje, permite disponer de una mayor potencia en la central de ciclo simple.

• Adicionalmente, la gráfica pone en evidencia que al utilizar gas de síntesis, la mayor potencia eléctrica la hace disponible el gas proveniente del carbón subbituminoso, seguido del bituminoso y, con menor capacidad, el del carbón lignítico.

• La razón principal para disponer de una mayor potencia al quemar gases de síntesis, respecto al gas natural y los combustibles líquidos, estriba en las características de los compresores de las turbinas los cuales, como maquinas de desplazamiento positivo, impulsan menos masa de aire al incrementar la temperatura ambiente.

8.2.1.3 Eficiencia de la central El uso de los diferentes combustibles induce diferentes parámetros en las condiciones de operación de las turbinas de combustión por lo cual las eficiencias correspondientes son diferentes, como se consigna en la Tabla 8-6 y se aprecia en la siguiente gráfica.


Doc. AN-JRC-812-05


373

GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas, Subbit Syngas, Lig. Syngas, BitEf. Electrica Neta, LHV, % 36,13 35,83 35,74 37,61 36,05 36,39

34,50

35,00

35,50

36,00

36,50

37,00

37,50

38,00

PO

RC

IEN

TOEFICIENCIA ELECTRICA NETA

Figura 8-2 Eficiencia de una Central Térmica a Gas en ciclo simple según combustible202

Se puede resaltar al menos lo siguiente:

• Al comparar las condiciones de generación de energía eléctrica del gas natural respecto a los combustibles líquidos, resalta que con este gas se logra una mayor eficiencia eléctrica neta, la cual desciende con el F.O # 2 y es la menor con el F.O # 6.

• En general, las eficiencias obtenidas con los gases de síntesis son superiores a las obtenidas con los otros combustibles en este ejercicio.

• Al comparar la eficiencia eléctrica neta obtenible mediante el uso de gases de síntesis de carbón, respecto a las obtenidas con los otros combustibles, se hace evidente que:

o La eficiencia obtenida con el uso del gas natural es ligeramente mayor a la lograda con el gas del carbón lignítico de este ejercicio, ligeramente inferior que la correspondiente al gas obtenido del carbón bituminoso, y punto y medio inferior a la lograda con el gas producido a partir del carbón subbituminoso.

o La eficiencia lograda mediante el uso del gas de síntesis proveniente del carbón subbituminoso empleado en este ejercicio, es la más alta de todas.

o La eficiencia alcanzada mediante el uso del gas de síntesis proveniente del carbón lignítico empleado en este ejercicio, es ligeramente inferior a la obtenida con el gas natural, pero superior a las obtenidas con el F.O. # 2 y el F.O. # 6.


Doc. AN-JRC-812-05


374

o La eficiencia es ligeramente mayor cuando se utiliza el F.O. # 2 que cuando se utiliza el F.O. # 6.

8.2.1.4 Flujo de masa de los gases a la salida de las turbinas de combustión El uso de diferentes combustibles conduce a la generación de distintas magnitudes de flujo de gases de combustión, lo cual incide tanto en la potencia factible de los turbogeneradores como en su eficiencia.

En una turbina de combustión, un mayor flujo de masa implica una mayor potencia de la maquina.

Es conveniente tener en mente que a mayor flujo de masa en un HRSG, mas alta será la velocidad de los gases entre los tubos y mejores serán las condiciones de transferencia de calor de estos gases hacia el condensado/vapor dentro de los tubos, y por tanto mayor será la producción de vapor, por lo cual se incrementa la potencia en el turbogenerador a vapor.

La tabla a continuación trae la información sobre los flujos mencionados y la eficiencia eléctrica neta asociada.

Tabla 8-7 Flujo de masa de los gases a la salida de las turbinas de combustión202

GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas, Subbit Syngas, Lig. Syngas, BitTurbogas, Gases salida, t/h 1523,10 1527,20 1528,30 1757,10 1635,70 1673,40Ef. Electrica Neta, LHV, % 36,13 35,83 35,74 37,61 36,05 36,39

La siguiente gráfica permite visualizar fácilmente esta información.

34,5035,0035,5036,0036,5037,0037,5038,00

1400,001450,001500,001550,001600,001650,001700,001750,001800,00

GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas, Subbit Syngas, Lig. Syngas, Bit

FLUJO DE MASA DE GASES Y EFICIENCIA ELECTRICA NETA

Turbogas, Gases salida, t/hEf. Electrica Neta, LHV, %

Figura 8-3 Flujo de masa de Gases y Eficiencia Eléctrica neta202

Son pertinentes los siguientes comentarios,


Doc. AN-JRC-812-05


375

• El flujo de masa de los gases de combustión producido por los gases de síntesis es superior al flujo de masa cuando los combustibles son gas natural o combustibles líquidos, F.O. # 2 y # 6.

• El flujo de masa de los gases de combustión del gas natural y los combustibles líquidos, F.O. # 2 y # 6 es similar.

• El flujo másico de gases de combustión del carbón subbituminoso es un 7,4% y 5% aproximadamente mayor al obtenido de los carbones ligníticos y bituminoso respectivamente.

• Coincidiendo con el flujo de masa de gases más alto, el del gas de síntesis del carbón subbituminoso, se encuentra la eficiencia eléctrica neta más alta.

8.2.1.5 Temperatura de salida de los gases de combustión Por cuanto esta temperatura incide tanto sobre el rendimiento del turbogrupo, se presenta a continuación una tabla que condensa la información pertinente para los diferentes combustibles utilizados en este ejercicio.

Tabla 8-8 Temperatura de salida de los gases de combustión

GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas, Subbitumin.

Syngas, Lignito

Syngas, Bitumin.

Gases escape turbina, ºC 600.30 601.40 601.50 546.60 592.80 589.90

De los datos de esta tabla se puede resaltar al menos lo siguiente:

• La temperatura de los gases de combustión a la salida de la turbina es inferior cuando el combustible es gas de síntesis, que cuando es gas natural o F.O # 2 o # 6.

• La temperatura más baja de todas corresponde al modelamiento con gas de síntesis obtenido del carbón bituminoso.

La siguiente grafica muestra de forma inmediata las diferentes temperaturas de salida de gases:


Doc. AN-JRC-812-05


376

510

520

530

540

550

560

570

580

590

600

610


TEMPERA

TURA

ºC

GASES ESCAPE DE TURBINA

Figura 8-4 Gases escape de turbina203

De la información presentada en este apartado sobre cambio de combustibles en turbinas de ciclo simple, se puede concluir al menos:

• Cuando se utiliza gas de síntesis la maquina dispone de una mayor potencia, respecto a la condición de uso de gas natural y combustibles líquidos # 2 y # 6.

• El hecho de que con gases de síntesis la maquina opera con mayor flujo de masa de gases explica fundamentalmente la mayor potencia disponible.

• El hecho de que utilizar gases de síntesis conduce a que la temperatura de salida de los gases de combustión es inferior que con el uso de los otros tipos de combustible, explica fundamentalmente la mayor eficiencia de la maquina en ciclo simple, quemando gases de síntesis.

8.2.2 Cambio de Combustible en las Centrales de Ciclo Combinado a Gas Natural Con el fin de establecer las variaciones en el comportamiento de la Potencia, Eficiencia, Flujo de Masa y Temperatura de los gases de salida de las centrales a gas natural en Ciclo Combinado utilizando combustibles diferentes a este gas, se modeló una central en ciclo combinado de 300 MW de potencia nominal, con dos turbinas a gas SGT6-3000E (TG), de 100 MW nominales cada una, un recuperador de calor para producción de vapor (SGHR) y una turbina a vapor (TV) también de 100MW nominales de potencia.

Se utilizó la descripción de 6 combustibles en el análisis, a saber: gas natural con las características del disponible en la zona central de Colombia, Fuel oil # 2 y Fuel oil # 6; adicionalmente se hizo uso de las características generales del gas de síntesis obtenido de la gasificación de tres tipos de carbón: bituminoso, subbituminoso y lignítico, en diferentes tipos de gasificadores (ver Tabla 8-5).

203 Fuente: Aene consultoría


Doc. AN-JRC-812-05


377

Las características del gas de síntesis varían según el carbón gasificado y el proceso de gasificación utilizado.

Se considera que la central de NGCC compra el gas de síntesis a una planta que opera de manera independiente a la central, sin afectar su eficiencia eléctrica.

8.2.2.1 Comportamiento Global de la Central La siguiente tabla presenta los datos obtenidos con los diferentes combustibles, respecto a la potencia obtenida, las eficiencias alcanzadas y los consumos térmicos correspondientes.

Tabla 8-9 Comportamiento global de la central 204

GN

centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas, Subbitumin.

Syngas, Lignito

Syngas, Bitumin.

Potencia Bruta, Kw 286,435 276,579 271,245 336,418 301,234 309,150Potencia Neta, Kw 275,589 267,580 262,509 315,005 285,158 291,252Aux. y perdidas, Kw 10,846 8,999 8,736 21,413 16,075 17,898Consumo térmico bruto, LHV, KJ/KwHr 7,241 7,385 7,500 7,123 7,312 7,352Consumo térmico neto, LHV, KJ/KwHr 7,526 7,633 7,750 7,608 7,724 7,804Ef. Eléctrica Bruta, LHV, % 49.72 48.75 48.00 50.54 49.23 48.96Ef. Eléctrica Neta, LHV, % 47.84 47.16 46.45 47.32 46.61 46.13Aporte combustible, LHV, kWth 576,096 567,371 565,089 665,667 611,831 631,379Aporte combustible, HHV, kWth 639,150 604,327 596,621 732,741 664,158 700,385

8.2.2.2 Potencia de la Central Es interesante destacar el rango de potencias del cual podría disponer una central si implementara un programa de utilización de diferentes combustibles. Se hace evidente que partiendo de una potencia nominal de 300 MW brutos, se entra a un rango de potencias netas que varía entre 271,24 MW y 336,41 MW brutos, dependiendo del tipo de combustible con el cual se alimenten las turbinas de combustión.

La siguiente gráfica ilustra esta circunstancia:

204 Fuente: Aene consultoría.


Doc. AN-JRC-812-05


378

POTENCIA DE LA CENTRAL SEGUN COMBUSTIBLE UTILIZADO

250000

300000

350000

GNcentro

F.O # 2 F.O # 6 Syngas,Subbit

Syngas,Lig.

Syngas,Bit

kW

Potencia Bruta, Kw Potencia Neta, Kw

Figura 8-5 potencia de la central según combustible utilizado205

Vale la pena resaltar al menos lo siguiente:

Al comparar las condiciones de generación de energía eléctrica del gas natural respecto a los combustibles líquidos, resalta que con este gas se logra una mayor potencia disponible, la cual desciende con el F.O # 2 y es la menor con el F.O # 6.

Al comparar la potencia disponible al consumir gas natural, respecto a las obtenibles mediante el uso de gas de síntesis de carbón, resalta como éste gas, proveniente de cualquiera de los tipos específicos de carbón utilizados en el modelaje, permite disponer de una mayor potencia en la central de ciclo combinado.

Adicionalmente, la gráfica pone en evidencia que al utilizar gas de síntesis, la mayor potencia eléctrica la hace disponible el gas proveniente del carbón subbituminoso, seguido del bituminoso y, con menor capacidad, el del carbón lignítico.

8.2.2.3 Eficiencia de la central El uso de los diferentes combustibles induce diferentes parámetros en las condiciones de operación de las turbinas de combustión y de vapor, así como al recuperador de calor para generar vapor, por lo cual las eficiencias son diferentes, como se consigna en la Tabla 8-9 y se aprecia en la siguiente gráfica.



Doc. AN-JRC-812-05


379

EFICIENCIA ELECTRICA NETA

47,84

47,16

46,45

47,32

46,61

46,13

45,00

45,50

46,00

46,50

47,00

47,50

48,00

GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas,Subbit

Syngas,Lig.

Syngas,Bit

PORC

IENT

O

Figura 8-6 eficiencia eléctrica neta 206

Se puede resaltar al menos lo siguiente:

• Al comparar las condiciones de generación de energía eléctrica del gas natural respecto a los combustibles líquidos, resalta que con este gas se logra una mayor eficiencia eléctrica neta, la cual desciende con el F.O # 2 y es la menor con el F.O # 6.

• Al comparar la eficiencia eléctrica neta obtenible mediante el uso de gas de síntesis de carbón, respecto a las obtenidas con los otros combustibles, se hace evidente que:

o La eficiencia obtenida con el uso del gas natural es mayor a la de cualquiera de las obtenidas con los gases de síntesis.

o La eficiencia lograda mediante el uso del gas de síntesis proveniente del carbón subbituminoso empleado en este ejercicio, es la segunda más alta de todas.

o La eficiencia alcanzada mediante el uso del gas de síntesis proveniente del carbón lignítico empleado en este ejercicio, es inferior a la obtenida con el F.O. # 2.

o Las eficiencias alcanzadas por medio del uso del gas de síntesis obtenido de los carbones subbituminoso y lignítico de este ejercicio, son superiores a la obtenida con el F.O. # 6.



Doc. AN-JRC-812-05


380

o La eficiencia obtenida con el uso del gas de síntesis proveniente del carbón bituminoso empleado en este ejercicio, es la más baja de todas.

o La eficiencia es mayor cuando se utiliza el F.O. # 2 que cuando se utiliza el F.O. # 6.

8.2.2.4 Potencia de los turbogeneradores de combustión y a vapor Como se ha venido señalando en esta parte del informe, el uso de diferentes combustibles afecta el comportamiento de una central, y en este caso en estudio de una de ciclo combinado, las potencias de los turbogeneradores de combustión y a vapor toman los valores consignados en la siguiente tabla,

Tabla 8-10 Potencia de los turbogeneradores de combustión y a vapor 207

GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas, Subbitumin. Syngas, Lignito Syngas, Bitumin.

2xTG6-3000E, Kw 188,347 182,693 181,561 232,113 203,649 212,016

1XTV, Kw 98,087 93,886 89,685 104,304 97,584 97,134

Se hacen evidentes las diferentes potencias de los turbogeneradores según el tipo de combustible que consuman las turbinas de combustión.

La siguiente gráfica permite apreciar fácilmente las variaciones de estas potencias.



Doc. AN-JRC-812-05


381

POTENCIA DE LOS TURBOGENERADORES SEGUN TIPO DE COMBUSTIBLE

0

50000

100000

150000

200000

250000


Syngas,Lig.

Syngas, Bit

kW

2 x TG6-3000E 1 X TV

Figura 8-7 potencia de los turbogeneradores según tipo de combustible208

Sobre esta información es factible producir al menos los siguientes comentarios,

• Al alimentar las turbinas de combustión con gas de síntesis se obtiene una mayor potencia tanto en los turbogeneradores de turbina de combustión (TG), como en los turbogeneradores de turbina a vapor (TV), respecto a la alimentación de las turbinas de combustión con gas natural, F.O #2 o F.O. # 6.

• La potencia, tanto de TG como de TV, es mayor en cualquiera de los casos considerados de alimentación de las turbinas de combustión con gas de síntesis, proveniente de la gasificación de los carbones bituminoso, subbituminoso o lignítico, utilizados en este ejercicio.

• La potencia generada tanto en los turbogeneradores de TG como el de TV, es mayor cuando se utiliza el F.O. # 2 que cuando se utiliza el F.O. # 6.

8.2.2.5 Flujo de masa de los gases a la salida de las turbinas de combustión El uso de diferentes combustibles conduce a la generación de distintos flujos de gases de combustión, lo cual incide tanto en la potencia factible de los turbogeneradores TG y TV, como en su eficiencia.

En una turbina de combustión, un mayor flujo de masa implica una mayor potencia de la maquina.



Doc. AN-JRC-812-05


382

Es conveniente tener en mente que a mayor flujo de masa en un HRSG, mas alta será la velocidad de los gases entre los tubos y mejores serán las condiciones de transferencia de calor de estos gases hacia el condensado/vapor dentro de los tubos, y por tanto mayor será la producción de vapor, por lo cual se incrementa la potencia en el turbogenerador a vapor.

La tabla a continuación trae la información sobre los flujos mencionados y la eficiencia eléctrica neta asociada.

Tabla 8-11 Flujo de masa de los gases a la salida de las turbinas de combustión 209

La siguiente gráfica permite visualizar fácilmente esta información.

FLUJO DE MASA DE GASES Y EFICIENCIA ELECTRICA NETA

2200,002300,002400,002500,002600,002700,002800,002900,00


Syngas, Lig. Syngas, Bit45,00

45,50

46,00

46,50

47,00

47,50

48,00

GT, Gases salida, t/h Ef. Electrica Neta, LHV, %

Figura 8-8 Flujo de masa de gases y eficiencia eléctrica neta210

Son pertinentes los siguientes comentarios,

• El flujo de masa de los gases de combustión producido por los gases de síntesis es superior al flujo de masa cuando los combustibles son gas natural o combustibles líquidos, F.O. # 2 y # 6.

209 Fuente: Aene consultoría. 210 Fuente: Aene consultoría.

GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas

Subbitumin Syngas Lignito

Syngas Bitumin.

GT, Gases salida, t/h 2,450.10 2,455.40 2,456.90 2,777.00 2,596.20 2,644.70

Ef. Eléctrica Neta, LHV, % 47.84 47.16 46.45 47.32 46.61 46.13


Doc. AN-JRC-812-05


383

• El flujo de masa de los gases de combustión del gas natural y los combustibles líquidos, F.O. # 2 y # 6 es bastante similar.

• El flujo másico de gases de combustión del carbón subbituminoso es un 7% y 5% aproximadamente mayor al obtenido de los carbones ligníticos y bituminoso respectivamente.

• En el flujo de masa de gases más alto, el del gas de síntesis del carbón subbituminoso, se encuentra la eficiencia eléctrica neta más alta.

8.2.2.6 Temperatura del punto de rocío del ácido sulfúrico de los gases de combustión y del flujo de éstos a la salida del recuperador de calor para generación de vapor (HRSG)

Es de amplio conocimiento que la temperatura del punto de rocío del ácido sulfúrico producido por los gases de combustión en la chimenea a la salida del HRSG, depende de la concentración de SO2 en estos gases, por tanto del contenido de azufre en los combustibles y su poder calorífico y que, para tener bajo control la corrosión producida por el ácido sulfúrico, la temperatura de salida de los gases de combustión se debe mantener al menos 10 ºC por encima de la temperatura del punto de rocío de este ácido.

Por tanto los HRSG que reciben gases de los combustibles con mayor generación de SO2 por unidad de energía térmica liberada, requieren mantener temperaturas de salida de gases más altas.

También es conveniente recordar que a mayor temperatura de los gases de salida por la chimenea, mas baja será la eficiencia de una central.

La siguiente tabla presenta estas temperaturas, y la eficiencia eléctrica neta.

Tabla 8-12 Temperatura del punto de rocío del ácido sulfúrico y eficiencia eléctrica neta211

GN

centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas, Subbitumin.

Syngas, Lignito

Syngas, Bitumin.

Punto rocío azufre, ºc 111.20 124.70 141.50 140.30 142.10 156,60

gases escape HRSG, ºc 121.20 134.70 151.50 150.30 152.10 166.60

Ef. Eléctrica Neta, LHV, % 47.84 47.16 46.45 47.32 46.61 46.13

Se hace evidente lo siguiente:

• La temperatura más baja de punto de rocío del ácido sulfúrico de los gases de combustión se presenta en los gases provenientes de la combustión del gas natural y el F.O. # 2.



Doc. AN-JRC-812-05


384

• La temperatura más alta de punto de rocío del ácido sulfúrico corresponde al F.O. #6 y a los gases de síntesis provenientes de la gasificación de los carbones.

• Como una medida operativa extendida en las centrales, para controlar la corrosión, las temperaturas de salida de los gases de combustión por la chimenea del HRSG se controlan a un valor 10 ºC por encima de la temperatura de rocío del ácido sulfúrico.

La siguiente gráfica muestra los datos de temperatura de salida de los gases y la eficiencia eléctrica neta correspondiente.

TEMPERATURA DE GASES DE SALIDA DEL HRSG Y EFICIENCIA ELECTRICA NETA

0,0020,0040,0060,0080,00

100,00120,00140,00160,00180,00


Syngas, Lig. Syngas, Bit

TEM

PERA

TURA

ºC

45,00

45,50

46,00

46,50

47,00

47,50

48,00

EFIC

IENC

IA %

gases escape HRSG, ºc Ef. Electrica Neta, LHV, %

Figura 8-9 Temperatura de gases de salida del HRSG y eficiencia eléctrica neta212

De esta gráfica se hace evidente que existe una correlación inversa entre la temperatura de salida de los gases de combustión del HRSG, y la eficiencia eléctrica neta del ciclo. Son pertinentes los siguientes comentarios,

• Por cuanto la turbina de combustión consumiendo gas natural, F.O # 2 y F.O # 6 presenta un flujo de gases bastante similar, la reducción de eficiencia de la maquina al utilizar estos combustibles en el orden mencionado, se debe atribuir fundamentalmente al incremento de la temperatura de los gases a la salida del HRSG.

• El incremento de eficiencia registrado para el gas de síntesis producido con el carbón subbituminoso, respecto a los combustibles líquidos mencionados, debe atribuirse fundamentalmente a su mayor flujo de masa de gases de combustión, tal como se muestra en la Figura 8-8.

• Las menores eficiencias correspondientes a los gases de síntesis obtenidos de carbones lignítico y bituminoso respecto al subbituminoso, corresponde



Doc. AN-JRC-812-05


385

tanto a los menores flujos de masa de gases obtenidos de la combustión de estos gases de síntesis, como a presentar temperaturas de salida de gases del HRSG mas altas.

8.2.2.7 Generación de vapor El ciclo combinado utiliza los gases de escape de las turbinas de combustión para generar el vapor que entrega su energía al turbogenerador a vapor. Pero el uso de distintos combustibles en las turbinas de combustión implica obtener diferentes parámetros en la generación de vapor, variando tanto la cantidad de vapor generada como la temperatura de este fluido.

La próxima tabla presenta esta información para el ejercicio actual.

Tabla 8-13 Generación de vapor 213

GN centro F.O # 2 F.O # 6 Syngas

SubbituminSyngasLignito

Syngas Bitumin.

Vapor vivo, ºc 507.00 507.00 507.00 509.90 512.80 513.00 Vapor vivo, t/h 273.50 261.70 249.80 290.50 271.60 270.70 TV, kW 98,087 93,886 89,685 104,304 97,584 97,134

Se puede comentar al menos lo siguiente:

• La temperatura del vapor vivo generado en el HRSG es más alta cuando se genera en las turbinas de combustión con gas de síntesis.

• Con el gas de síntesis proveniente del carbón subbituminoso se genera la máxima cantidad de vapor, respecto a los demás combustibles en este

• ejercicio.

• Con el F.O # 6 se produce la cantidad más baja de vapor, seguida en orden ascendente por la del F.O # 2.

• Al utilizar el gas natural y gases de síntesis obtenidos de lignito y carbón bituminoso en este ejercicio, los flujos de vapor obtenidos son similares.

• Como la potencia de la maquina está determinada fundamentalmente por el flujo de vapor y su temperatura, se obtiene la mayor potencia con el gas de síntesis obtenido del carbón subbituminoso, y la menor con el F.O # 6.

La siguiente grafica ilustra los datos consignados en la tabla anterior.



Doc. AN-JRC-812-05


386

220230240250260270280290300

504505506507508509510511512513514


FLUJO

VAPOR

TEMPERATURA

FLUJO Y TEMPERATURA DEL VAPOR

Vapor vivo, ºc Vapor vivo, t/h

Figura 8-10 Flujo y temperatura del vapor214

8.2.3 Efectos del Cambio de Combustible en las Centrales a Gas Natural Instaladas en Colombia

Con el fin de estimar de manera precisa las consecuencias del cambio de combustible en las centrales a gas natural existentes en Colombia, se modelaron éstas en el programa GT Pro y se calcularon los efectos del cambio de combustible sobre su potencia, eficiencia y costo de la energía eléctrica generada.

A cada central se le presentan los datos correspondientes mediante una tabla con las siguientes columnas:

• Tecnología. Se define si la central funciona en ciclo combinado o ciclo simple.

• Configuración. Se establece el número de turbinas a gas natural y vapor que integran a la central.

• Turbina. Se relaciona el fabricante de la(s) turbina(s).

• Modelo. Se relaciona el modelo con que el fabricante identifica la(s) turbina(s)

• Combustible. Se define el tipo de combustible que utiliza(n) la(s) turbina(s) de combustión.

• Poder calorífico. Se presenta el poder calorífico del combustible utilizado.

• Potencia bruta. Se presenta la cifra de potencia bruta alcanzada por la central al utilizar el combustible correspondiente.



Doc. AN-JRC-812-05


387

• Potencia neta. Se presenta la cifra de potencia neta alcanzada por la central al utilizar el combustible correspondiente.

• Eficiencia. Se relaciona la eficiencia neta calculada de cada central.

• Costo de energía, USD/KwHr. Se relaciona el costo de energía calculado para la central.

8.2.3.1 Central Meriléctrica Para esta central que opera en ciclo simple, la información relevante es la consignada en las siguientes dos tablas:

Tabla 8-14 información relevante Central Meriléctrica215

Tecnología Configuración Turbina Modelo

TG SIMPLE

1 TG Siemens/Westinghouse 501F D-2 TG SIMPLE

TG SIMPLE

Tabla 8-15 información relevante Central Meriléctrica216

Combustible Poder Calorífico. Potencia Bruta, MW

Potencia Neta, MW

Eficiencia neta %

Costo Energía USD/KwHr.

GAS NATURAL 869.9 BTU/scf 170.97 167.78 36.43 0.0551

FUEL OIL Nº 2 138,000 BTU/Gal 165.03 162.51 36.01 0.1285

FUEL OIL Nº 6 150,000 BTU/Gal 163.96 161.44 35.92 0.0921

Las dos siguientes graficas ilustran las variaciones en los parámetros de interés, y en ellas se hace evidente lo siguiente:

• Las potencias bruta y neta disminuyen al cambiar el combustible del gas natural al fuel oil numero 2, y de éste al número 6.

• El costo de energía generada más bajo se obtiene al quemar gas natural, y el más alto al quemar fuel oil numero 2.

• La eficiencia neta más alta se logra quemando gas natural, y la más baja utilizar el fuel oil numero 6.

215 Fuente: AENE Consultoría, elaborada para este estudio. 216 Fuente: AENE Consultoría, elaborada para este estudio.


Doc. AN-JRC-812-05


388

170,97

165,03

163,96

167,78

162,51 161,44

156,00

158,00

160,00

162,00

164,00

166,00

168,00

170,00

172,00

GAS NATURAL FUEL OIL Nº 2 FUEL OIL Nº 6

POTENCIA, M

WCENTRAL MERILECTRICA

Potencia Bruta Potencia Neta

Figura 8-11 Central Meriléctrica217

CENTRAL MERILECTRICA

35,92

36,43

36,01

0,0921

0,0551

0,1285

35,635,735,835,936

36,136,236,336,436,5


EFICIENCIA, PCT

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

Eficiencia % Costo Energía US$/kWhr

Figura 8-12 Central Meriléctrica218



Doc. AN-JRC-812-05


389

8.2.3.2 Central Tebsa Para esta central que opera en ciclo combinado, se presenta la información relevante en las próximas dos tablas:

Tabla 8-16 Información Central TEBSA219

Tecnología Configuración Turbina Modelo

C.C.

5 TG X 2 TV ALSTOM GT 11N2 ABB GT11N2 C.C.

C.C.

C.C.

Tabla 8-17 Información Central TEBSA220

Combustible Potencia Bruta Potencia Neta Eficiencia neta % Costo Energía USD/kWhr

GAS NATURAL 736.67 715.51 47.77 0.0293

FUEL OIL Nº 2 708.13 690.82 46.86 0.1059

FUEL OIL Nº 6 694.67 678.05 46.17 0.0773

Syngas (Cerrejon) 791.73 687.30 37.39 0.0473

Las dos siguientes graficas ilustran la información de la tabla anterior, y en ellas se hace evidente lo siguiente:

• Las potencias bruta y neta disminuyen al cambiar el combustible del gas natural al fuel oil numero 2, y de éste al número 6, pero la potencia bruta de la maquina se incrementaría más allá del valor nominal obtenido con gas natural, si se utilizara el gas de síntesis. La potencia neta disponible con gas de síntesis es inferior tanto a la obtenida con gas natural como con fuel oil numero 2.

• El costo de energía generada más bajo se obtiene al quemar gas natural, seguido por el obtenido al utilizar gas de síntesis, y el más alto se alcanza al quemar fuel oil numero 2.

• La eficiencia neta más alta se logra quemando gas natural, y la más baja al utilizar eventualmente el gas de síntesis.



Doc. AN-JRC-812-05


390

736,67708,13 694,67

791,73

715,51

690,82678,05

687,30

620,00640,00660,00680,00700,00720,00740,00760,00780,00800,00820,00

GAS NATURAL FUEL OIL Nº 2 FUEL OIL Nº 6 Syngas (Cerrejon)

POTENCIA, M

WCENTRAL TEBSA


Figura 8-13 Central TEBSA221

CENTRAL TEBSA

0,0293

0,1059

0,0773

0,0473

37,39

47,77

46,86

46,17

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

GAS NATURAL FUEL OIL Nº 2 FUEL OIL Nº 6 Syngas(Cerrejon)

US$/kWHr

0

10

20

30

40

50

60

EFICIENCIA, PCT

Costo Energía US$/kWhr Eficiencia %

Figura 8-14 Central TEBSA222

221 Fuente: AENE Consultoría, elaborada para este estudio.


Doc. AN-JRC-812-05


391

8.2.3.3 Central La Sierra Para esta central que opera también en ciclo combinado, se presenta la información relevante en las próximas dos tablas:

Tabla 8-18 Información Central La Sierra223

Tecnología Configuración Turbina Modelo C.C.

2 TG x 1 TV General Electric GE 7001 FA (GE 7241FA) C.C.

C.C.

Tabla 8-19 Información Central La Sierra224

Combustible Potencia Bruta Potencia Neta

Eficiencia neta %

Costo Energía USD/KwHr

GAS NATURAL 472.35 461.10 54.2 0.0272 FUEL OIL Nº 2 456.80 447.22 52.29 0.0914 FUEL OIL Nº 6 451.16 441.72 51.86 0.0671

Las dos siguientes graficas ilustran la información de la tabla anterior, poniendo en evidencia lo siguiente:

• Las potencias bruta y neta disminuyen al cambiar el combustible del gas natural al fuel oil numero 2, y de éste al número 6.

• El costo de energía generada más bajo se obtiene al quemar gas natural, seguido por el obtenido al utilizar fuel oil numero 6, y el más alto se alcanza al quemar fuel oil numero 2.

• La eficiencia neta más alta se logra quemando gas natural, y la más baja al utilizar eventualmente el fuel oil numero 6.

222 Fuente: AENE Consultoría, elaborada para este estudio. 223 Fuente: AENE Consultoría, elaborada para este estudio. 224 Fuente: AENE Consultoría, elaborada para este estudio.


Doc. AN-JRC-812-05


392

472,35

456,80

451,16461,10

447,22 441,72

420,00

430,00

440,00

450,00

460,00

470,00

480,00


POTENCIA, M

WCENTRAL LA SIERRA


Figura 8-15 Central La Sierra225

CENTRAL LA SIERRA

54,2

51,86

52,29

0,0272

0,0914

0,0671

50,5

5151,5

52

52,5

5353,5

54

54,5


EFICIENCIA, PCT

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

US$/kWHr


Figura 8-16 Central la Sierra226



Doc. AN-JRC-812-05


393

8.2.3.4 Central Termovalle Sobre esta central que opera también en ciclo combinado, se presenta también la información relevante en las próximas dos tablas:

Tabla 8-20 Información Central Termovalle227

Tecnología Configuración Turbina Modelo C.C.

1 TG x 1 TV Siemens / Westinghouse 501 F C.C. C.C. C.C.

Tabla 8-21 Información Central Termovalle228

Combustible Poder Calorífico Potencia Bruta, MW

Potencia Neta, MW

Eficiencia neta %

Costo Energía

USD/kWhr GAS NATURAL 869.9 BTU/sfc 207.81 202.31 51.47 0.0281FUEL OIL Nº 2 138000 BTU/Gal 200.62 195.63 50.7 0.0952FUEL OIL Nº 6 150000 BTU/Gal 198.56 193.61 50.37 0.0699Syngas (Asnazu) 2989.6 BTU/Lb 227.90 187.63 35.58 0.0569

Las dos siguientes graficas ilustran la información de la tabla anterior, poniendo en evidencia lo siguiente:

• Las potencias bruta y neta disminuyen al cambiar el combustible del gas natural al fuel oil numero 2, y de éste al número 6, pero la potencia bruta de la maquina se incrementaría más allá del valor obtenido con gas natural, si se utilizara el gas de síntesis. La potencia neta disponible con gas de síntesis es inferior a todas las otras.

• El costo de energía generada más bajo se obtiene al quemar gas natural, seguido por el obtenido al utilizar el gas de síntesis y el fuel oil numero 6. El más alto se alcanza al quemar fuel oil numero 2.

• La eficiencia neta más alta se logra quemando gas natural, y la más baja al utilizar el gas de síntesis.

226 Fuente: AENE Consultoría, elaborada para este estudio. 227 Fuente: AENE Consultoría, elaborada para este estudio. 228 Fuente: AENE Consultoría, elaborada para este estudio.


Doc. AN-JRC-812-05


394

207,81

200,62 198,56

215,78

202,31

195,63 193,61 188,54

170,00175,00180,00185,00190,00195,00200,00205,00210,00215,00220,00

GAS NATURAL FUEL OIL Nº 2 FUEL OIL Nº 6 Syngas (Cerrejon)

POTENCIA, M

WCENTRAL TERMO VALLE


Figura 8-17 Central Termovalle229

CENTRAL TERMO VALLE

39,74

51,47 50,7 50,37

0,0281

0,0569

0,0952

0,0699

0

10

20

30

40

50

60

GAS NATURAL FUEL OIL Nº 2 FUEL OIL Nº 6 Syngas(Cerrejon)

EFICIENCIA, PCT

0,0000

0,0200

0,0400

0,0600

0,0800

0,1000

US$/kWHr


Figura 8-18 Central Termovalle230



Doc. AN-JRC-812-05


395

8.2.4 Costos Fijos y Variables de las Centrales al cambiar el tipo de combustible La vida útil de las turbinas a gas depende de varios factores, de los cuales se presentarán a continuación aquellos que tienen que ver con el reemplazo del gas natural como combustible, por los combustibles líquidos Fuel número 2 y 6.

Se mencionarán dos tipos de cambios que reducen la vida útil de los elementos de turbina localizados sobre la trayectoria de los gases calientes: los que tienen que ver con el incremento de la intensidad de emisión de energía radiante de estos gases, y los relacionados con la presencia de elementos corrosivos en los combustibles líquidos.

En general, es conveniente tener presente que los aceros de los cuales se construye una turbina presentan una vida útil que depende del nivel de temperatura de trabajo, y que luego de cierto nivel la reducción de esta vida es bastante pronunciada. Adicionalmente es también apropiado tener en mente que los hidrocarburos líquidos emiten una mayor cantidad de energía radiante que el gas natural, lo cual conduce a incrementar la temperatura de alabes y piezas, en la trayectoria de los gases calientes, lo cual implica la reducción de vida útil de estos elementos, y por tanto la frecuencia del mantenimiento y el costo de éste.

De otra parte, los combustibles líquidos Fuel número 2 y Fuel número 6, presentan contaminación por varios elementos, entre ellos vanadio, plomo, potasio y sodio, los cuales conducen un acelerado tipo de corrosión denominado en caliente.

La prevención de este tipo de corrosión requiere de prácticas estrictas de control de calidad de combustibles líquidos en la central térmica, los cuales incluyen al menos los siguientes:

• Definir claramente la calidad de combustible solicitada a los proveedores. La especificación debe establecer al menos lo requerido en: viscosidad, flash point, contenido de azufre, contenido de ceniza, gravedad específica.

• Implementar un sistema de control de calidad del combustible que implique al menos lo siguiente: control en línea del contenido de humedad, y control mediante el uso de equipos portátiles de: vanadio, plomo, sodio, potasio, calcio, y magnesio.

• Establecer un sistema estricto de mantenimiento del sistema de limpieza del combustible Fuel número 6, y disponer de un equipo de limpieza para el combustible Fuel número 2.

Es también conveniente tener en cuenta que para cumplir con restricciones de emisión de NOx, se suele utilizar la inyección de vapor de agua a los combustores, con lo cual se reduce la temperatura y se producen menos emisiones de estos gases contaminantes, pero simultáneamente se incrementan la conductividad térmica y el calor especifico de los gases calientes de combustión, con lo cual, en ausencia de un control riguroso sobre la operación de la turbina, se produce el recalentamiento de partes de turbina que se han mencionado en esta breve nota.



Doc. AN-JRC-812-05


396

Para efectos de calcular el efecto del uso de los combustibles líquidos Fuel número 2 y 6 en las turbinas a gas, se han utilizado los conceptos desarrollados por la empresa General Electric, la cual los ha condensado en la gráfica que se presenta a continuación:

Figura 8-19 Factor de Mantenimiento

En esta gráfica se encuentra que para el gas natural de calidad especificada por la General Electric, el factor de mantenimiento es 1 (uno), vale decir, que el costo de mantenimiento es el normal esperado para una operación de la unidad generadora según los procedimientos del fabricante.

Para el uso del combustible liquido Fuel número 2, el factor de mantenimiento recomendado por la GE es de 1.5, o sea que se incrementa en 1.5 veces el costo de mantenimiento de las partes de turbina localizadas sobre la trayectoria de los gases calientes; para el uso del combustible liquido Fuel número 6, el factor de mantenimiento seleccionado por el consultor es el 3.

Con estos factores de mantenimiento se afectan el valor de los costos variables asociados a la operación de las turbinas a gas que queman gas natural, y se obtienen los costos variables de O&M para las centrales que pasan de quemar gas natural a utilizar los combustibles Fuel número 2 y 6.

Teniendo en cuenta el análisis explicado en los anteriores párrafos y aplicando la metodología expresada en el capítulo 5 de este estudio, se determinaron los costos de operación y mantenimiento en plantas térmicas que utilizan turbinas a gas tanto en ciclo simple como en ciclo combinado; estos cálculos tienen como base principalmente los datos obtenidos por el DOE. Los costos Fijos se afectan por un factor de ajuste231, con lo

231 Factor calculado a partir de la relación de salarios en Colombia respecto a Estados Unidos, el factor utilizado es:59.51%


Doc. AN-JRC-812-05


397

cual se determinaron para Colombia ya que estos se refieren básicamente a los costos de personal (Operativo, Mantenimiento y Administrativo y de soporte):

Las tablas a continuación presentan los resultados obtenidos sobre los costos O&M mencionados por tipo de ciclo y combustible utilizado.

Tabla 8-22 Costos de O&M para centrales Térmicas a Gas Natural en Ciclo Simple al cambiar de combustible

CasoCapacidad (MW, netos) 185,0 (MW,neto) 185,0 (MW,neto) 185,0 (MW,neto)Combustible principal 0 0 0TPC (Costo total de la planta) US$ de enero : 2006 2006 2006Factor de capacidad 85% 85% 85%

Costos de operación y mantenimiento USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-añoPersonal operativo 490,26 490,26 490,26Personal mantenimiento 466,34 466,34 466,34Personal administrativo y de soporte 536,96 536,96 536,96

Total costos fijos O&M en USA 1.493,56 8,07 1.493,56 8,07 1.493,56 8,07Total costos Fijos O&M en Colombia 4,80 4,80 4,80

Costos variables de operación (sin combustible) USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWhAgua 190,86 190,86 190,86Químicos 0,00 0,00 0,00Otros Consumibles 0,00 0,00 0,00Disposición de residuos 0,00 0,00 0,00Material de Mantenimiento 1.249,53 1.874,30 3.748,59

Total costos variables O&M en USA 1.440,39 1,05 2.065,15 1,50 3.939,45 2,86Total costos Variables O&M en Colombia 1,05 1,50 2,86

TG FUEL 2 TG FUEL 6TG

Tabla 8-23 Costos de O&M para centrales Térmicas a Gas Natural en Ciclo Combinado al cambiar de combustible

CasoCapacidad (MW, netos) 560,4 (MW,neto) 560,0 (MW,neto) 560 (MW,neto)Combustible principal 0 0 0%TPC (Costo total de la planta) US$ de enero : 2006 2006 2006Factor de capacidad 85% 85% 85%

Costos de operación y mantenimiento USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-año USD x 1000 USD/kW-añoPersonal operativo 1.879,02 1.879,02 1.879Personal mantenimiento 2.521,58 2.521,58 2.522Personal administrativo y de soporte 1.100,15 1.100,15 1.100

Total costos fijos O&M en USA 5.500,74 9,82 5.500,74 9,82 5.500,74 9,82Total costos Fijos O&M en Colombia 5,84 5,84 5,84

Costos variables de operación (sin combustible) USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWh USD x 1000 USD/MWhAgua 577,73 577,73 578Químicos 1.153,43 1.153,43 1.153Otros Consumibles 0,00 0,00 0Disposición de residuos 0,00 0,00 0Material de Mantenimiento 3.782,36 5.673,54 11.347

Total costos variables O&M en USA 5.513,53 1,32 7.404,71 1,77 13.078,25 3,13Total costos Variables O&M en Colombia 1,32 1,77 3,13

NGCC NGCC FUEL 2 NGCC FUEL 6


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398

9 OBSERVACIONES Y CONCLUSIONES

1. En el país hay reservas y recursos medios de carbones de diferentes calidades para garantizar el suministro eficiente de posibles termoeléctricas con base en carbón como combustible.

2. El carbón utilizado en las térmicas en operación es en la mayoría de los casos carbones en cuya extracción se utiliza mano de obra no calificada, la composición analítica del carbón realmente utilizado posee un mayor contenido de cenizas y azufre del reportado en la información presentada en los análisis oficiales232.

3. Con base en los estudios realizados en años anteriores sobre tecnologías de generación a carbón, el estudio de selección de sitios para térmicas a carbón y el estudio sobre actualización de tecnologías y viabilidad en Colombia que nos ocupa en la actualidad, es posible obtener algunas conclusiones generales, con miras a planear potenciales actividades futuras para el desarrollo de un proyecto de generación con base en carbón152:

a. De los sitios seleccionados, Guaduas, Rioseco, Colmenares, Chiriguaná, Sinifiná y Arrucayi, solo tres presentan abastecimiento de agua asegurado, el resto podrían llegar a tener problemas para su abastecimiento aún en ciclo de enfriamiento cerrado.

b. Cundinamarca altiplano, fuente de agua río Bogotá, antes de la planta de Tibitó y Termozipa, no se considera viable obtener una concesión de aguas, este río tiene también limitaciones ambientales por la descarga de aguas residuales de otras actividades industriales en el área.

c. Norte de Santander - Guaduas: fuente de agua río Zulia, la disponibilidad del recurso está restringida, ya que es la misma fuente de la planta Termotasajero y futura fuente de agua del acueducto de Cúcuta, se deberá hacer una evaluación para condiciones de estiaje.

d. Cesar Chiriguaná: Es necesario tener en cuenta que el proyecto Termocesar tiene estudio de factibilidad, licencia ambiental, diseño avanzado y cuenta con el recurso agua, lo cual le brinda una ventaja comparativa frente a otros sitios presentados en el Cesar.

e. De manera adicional es necesario tener en cuenta que la tecnología de enfriamiento en ciclo abierto, aunque representa menores costos y mayor eficiencia, se utiliza poco en Colombia, ya que los ríos tienen limitaciones de caudal y de calidad, por lo cual la mayoría de centrales de generación, aún cerca de grandes ríos, prefieren utilizar el ciclo de enfriamiento cerrado.

4. Mediante el estudio que se adelanta actualmente y de acuerdo con el estado del arte de las tecnologías de generación con carbón y costos asociados, el análisis de selección de sitios, podría estar restringido únicamente a las tecnologías de

232 Rincón, J. M. y Colaboradores. Informe Final Estudio de combustibilidad de carbones. COLCIENCIAS-EEB-UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA. Bogotá, 1996.


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399

carbón pulverizado subcrítico, carbón pulverizado supercrítico y lecho fluidizado circulante atmosférico. Debido a los avances en las soluciones tecnológicas para que la generación con base en carbón cumpla con las condiciones ambientales y económicas actuales, se encuentra útil e importante el continuar analizando la aplicación y oportunidad que las tecnologías IGCC y Oxi Combustión tendrían en Colombia

5. Los residuos generados por las termoeléctricas como CO2, S, Cenizas pueden ser aprovechados. Cuando el carbón es quemado en el proceso de generación de energía eléctrica quedan las cenizas volantes como material de desecho que contamina el medio ambiente. La utilización de este residuo en la construcción ha puesto remedio a este problema ambiental y además ha logrado bajar los costos de los materiales empleados en este campo hasta en un 16%.

6. Se han realizado estudios a nivel internacional que demuestran que las cenizas volantes que anteriormente eran "basura", son una materia prima con enormes ventajas en la industria de la construcción y una excelente solución para evitar que este desecho continúe contaminando el medio ambiente.

7. Falta de estrategias que permitan promover los mercados para el aprovechamiento y valorización de los residuos generados por las termoeléctricas.

8. La mejor opción para la captura y almacenamiento del CO2 es la que se almacena en formaciones geológicas, puede permanecer por un lapso de tiempo considerable, siempre y cuando se tengan proyectos de almacenamiento bien diseñados y operados.

9. En cualquier caso, se debe tener en cuenta algunos criterios para el aprovechamiento y valorización de los residuos, como es el caso de las distancias de la planta generadora hacia el punto de aprovechamiento, costos, mercados, infraestructura entre otros.

10. Emisiones

Las tecnologías de Precombustión logran una considerable reducción de las emisiones de SOx. Las tecnologías más empleadas son las de medios físicos.

Las emisiones de NOx son controladas en sitio mediante los sistemas de combustión.

La tecnología más empleada para reducir las emisiones de NOx son los quemadores de bajo NOx para reducciones bajas, para medias la SNCR y para reducciones mayores el SCR.

Las tecnologías de Postcombustión logran una remoción importante de SOx (entre el 50 al 95%).

La principal tecnología de Postcombustión más eficiente es la de vía húmeda con lechada de cal y se emplea para altos porcentajes de remoción.

Tecnologías como ACFBC, ABFBC e IGCC permiten el empleo de una amplia variedad de combustibles de carbones de diferentes rangos hasta biomasa.


Doc. AN-JRC-812-05


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Se resalta la tecnología de IGCC por su alta eficiencia térmica del orden del 50% y superior, con emisiones de SOx del orden de ppb.

Para remoción de material particulado el equipo más utilizado y eficiente es el Precipitador Electrostático.

La legislación Colombiana actual se encuentra aún muy lejos de las normas internacionales, permitiendo altos volúmenes de emisiones.

11. Mecanismos de desarrollo limpio

El PDD es la parte central de los MDL, ahí se puede definir, la aceptación o rechazo de cualquier propuesta.

Actualmente en Colombia se encuentran 17 proyectos en formulación, 3 en validación, 7 en registro y 3 con aprobación Nacional.

Para recibir certificados, los proyectos deben ser 'rentables con adicionalidad', es decir, que no sean financieramente viables sin el dinero de los certificados.

Colombia tiene buenas oportunidades en algunas actividades elegibles para CER., como es en los proyectos de generación de energía eléctrica y en los proyectos de mejora en la eficiencia energética. Esto incluye negocios de reducción de consumo, cogeneración o baja del uso de carbón y los procesos petroleros como la reinyección de CO2 a los campos en producción.

El sector minero energético y el sector industrial son considerados potenciales para optar a los MDL en Colombia. En el sector energético es factible obtener beneficios de MDL por reconversión tecnológica que permitan mejorar la eficiencia con lo cual se obtienen reducciones importantes de CO2. (Ver valoración de residuos).

Los principales demandantes de carbono son Estados Unidos, Europa y Japón siendo principales oferentes del mercado China, India y la Antigua Unión Soviética.

Para ampliar el portafolio de proyectos MDL en Colombia se debe buscar la concientización por parte de los potenciales sectores beneficiarios de estos mecanismos y adelantar la gestión internacional para la promoción de estos proyectos.

Por tratarse el MDL de proyectos de entorno internacional dificulta el acceso de los sectores industriales colombianos a estos escenarios, por lo que se requiere un acompañamiento y asesoramiento permanente de parte del gobierno nacional para desarrollar el potencial económico de este renglón.

Para que Colombia pueda ser competitivo en el mercado, no sólo se requiere que los proyectos que formule ofrezcan una buena rentabilidad (bajos costos de reducciones o capturas de CO2), también se requiere controlar y limitar el riesgo para que los proyectos sean atractivos para los inversionistas extranjeros y locales.

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