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A mis padres por su cariño y apoyo incondicional durante todo este proceso
A Gabriela por estar en todo momento a mi lado
A mis profesores por su ayuda y apoyo
Índice Temático
I. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................... 1
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................................................................... 2
OBJETIVOS ........................................................................................................................................................ 3
1. Objetivo general .................................................................................................................................... 3
2. Objetivos específicos ............................................................................................................................. 3
II. ESTRUCTURA DEL TRABAJO ......................................................................................................................... 4
III. REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE ........................................................................................................... 5
IV. MARCO TEÓRICO ........................................................................................................................................ 15
V. COMPAÑÍA AGRÍCOLA CAMPO VERDE ....................................................................................................... 32
1. Análisis de la compañía agrícola Campo Verde y de su explotación ganadera ................................... 32
2. Análisis de la generación de residuos y su utilización actual .............................................................. 33
3. Necesidades energéticas de la explotación ganadera ......................................................................... 36
4. Análisis comparativo de la solución nacional e internacional............................................................. 38
4.1. Solución Nacional. Kaiser Energía ........................................................................................................ 38
4.2 Solución Internacional TEICAN Medioambiental S.L. ........................................................................... 40
5. Análisis de los costos de generación de energía de la planta de biogás. ............................................ 44
5.1 Análisis Kaiser Energía ........................................................................................................................... 44
5.2 Análisis TEICAN Medioambiental S.L..................................................................................................... 44
6. Análisis de la utilización y comercialización de la energía generada .................................................. 45
a) Energía eléctrica generada .................................................................................................................. 45
b) Energía térmica generada .................................................................................................................... 46
7. Análisis de la utilización y comercialización del digestato. ................................................................. 48
8. Evaluación económica de la implementación de la planta de biogás ................................................. 50
8.1 Evaluación económica Kaiser Energía ................................................................................................... 50
8.2 Evaluación económica TEICAN MEDIOAMBIENTAL S.L. ...................................................................... 52
VI. CONCLUSIONES .......................................................................................................................................... 55
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................................................. 57
Índice de Anexos
Anexo 1
FACTURA DEMANDA ENERGÉTICA
Anexo 2
FLUJOS DE CAJA
Anexo 3
COTIZACIÓN KAISER ENERGÍA
Anexo 4
COTIZACIÓN TEICAN MEDIOAMBIENTAL S.L.
Anexo 5
VIDA ÚTIL DE LOS BIENES FÍSICOS DEL ACTIVO INMOVILIZADO (SII)
RESUMEN
Actualmente en la mayoría explotaciones ganaderas no se aprovecha completamente el potencial de los
residuos orgánicos, y estos generan altas emisiones de CO2. La implementación de una planta de biogás
(PBG) para la cogeneración de energía a base de “desechos” orgánicos puede lograr la utilización del
potencial de estos residuos. Se realizó un estudio de factibilidad tecno-económico para la
implementación de una PBG. El objetivo general de la presente investigación fue evaluar la
implementación de una PBG en la explotación ganadera de la compañía agrícola “Campo Verde” para
un mayor aprovechamiento de los desechos orgánicos. Esto se realizó mediante la búsqueda de
bibliografía nacional e internacional, obtención de información directa de la compañía agrícola y
cotizaciones nacionales e internacionales respecto al funcionamiento, implementación y mantención de
una PBG. Los resultados mostraron que la cantidad de energía eléctrica generada anual sería de
652.915 KWh, la implementación de la PBG requeriría una inversión inicial de $244.256.714 pesos, con
un periodo proyectado de recuperación de 5 años. Se concluye que la implementación de la PBG
necesita inicialmente una inversión alta, sin embargo la proyección del periodo de recuperación es
corta y posterior a esto se generarían utilidades.
SUMMARY
Currently in most farms the potential of organic waste is not fully exploited and they generate high CO2
emissions. The implementation of a biogas plant (BGP) for cogeneration based on organic "waste" can
achieve the use of the potential of these wastes. A techno-economic feasibility study for the
implementation of a BGP was performed. The overall objective of this research was to evaluate the
implementation of a BGP in the farm of the company “Campo Verde” to increase the usage of organic
waste. This was done by seeking national and international literature and obtaining direct information
from the agricultural company. A national and international quotation was done in order to understand
for the functioning, implementation and maintenance costs of a BGP. The results showed that the
amount of annual electricity generated would be 652,915 kWh. The implementation of the BGP
requires an initial investment of $244,256,714 pesos, with a projected 5-year recovery period. It is
concluded that the implementation of the BGP initially requires a high investment, but the projection of
the recovery period is short and after this period the BGP would generate profits.
1
I. INTRODUCCIÓN
Los residuos orgánicos en las explotaciones ganaderas de la Región de Los Ríos son utilizados en su gran
mayoría directamente como fertilizantes, debido a esto actualmente no existe un proceso de aprovechamiento
del potencial utilizable presente en los desechos orgánicos, generándose además emisiones de gases
contaminantes para el medio ambiente. Una planta de biogás, como sistema de aprovechamiento de este
potencial, podría amortizar esta contaminación y a su vez optimizar la utilización del potencial presente en los
desechos orgánicos.
Los objetivos del presente estudio son establecer una cotización tanto nacional como internacional de una
planta de biogás, establecer la generación de energía de la planta de biogás, realizar un estudio económico de
la planta y de esta forma evaluar la implementación de una planta de biogás en la compañía agrícola Campo
Verde.
En el siguiente estudio se utiliza referencias bibliográficas para establecer la implementación y
funcionamiento de la planta de biogás, además de las consideraciones para la generación de energía y la
utilización de los desechos como fertilizante. La información necesaria se obtiene directamente de la
compañía agrícola. La implementación y el mantenimiento de la planta de biogás son cotizadas por empresas
con experiencia en proyectos de biogás y un estudio económico se realiza para evaluar la viabilidad de la
planta de biogás.
Para realizar la evaluación económica de la planta de biogás son utilizadas tarifas de compra y venta de
energía eléctrica y térmica actual, las cuales pueden variar con los años. La comercialización del digestato no
se considera al existir un vació legal en el tema. Las cotizaciones utilizadas fueron realizadas por las propias
empresas con experiencia en proyectos de biogás, y estos valores comparados fueron realizados por empresas
distintas, con sus propias consideraciones y tarifas. Esto influirá un cierto porcentaje en los resultados del
estudio económico.
2
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
La contaminación ambiental es un problema a nivel mundial, nacional y donde la región de Los Ríos
no queda exenta, ya que a través de un monitoreo y análisis, el 3 de marzo del presente año el Ministerio del
Medio Ambiente declaró a la ciudad de Valdivia como zona saturada. Por lo que buscar alternativas energéticas
que generen menores niveles de contaminación ambiental es de suma relevancia en la actualidad. Es así como
el Ministerio de Energía planteó una “Estrategia Nacional de Energía” proyectada para el periodo 2012 al
2030, postulando “… nuestro primer compromiso es para con el desarrollo de energías limpias, renovables,
las que además se encuentran en nuestro país en abundancia. …” (GOB, 2012).
La región de Los Ríos a grandes rasgos se puede caracterizar por sus actividades agrícolas y ganaderas,
y dentro de esta última, la explotación ganadera genera consigo grandes cantidades de residuos orgánicos, los
cuales si no son aprovechados al máximo pueden entrar en un ciclo de contaminación y además generan
gastos económicos extras en empresas agrícolas para su eliminación y control de posibles impactos
medioambientales negativos. Por lo que en base a lo anterior mencionado se señala de forma particular a la
compañía agrícola Campo Verde Ltda., quienes se enmarcan en este contexto de generación de residuos
orgánicos, que generan un gasto monetario adicional para su parcial, y nulo aprovechamiento.
Es importante mencionar que el uso actual de los desechos orgánicos en las explotaciones ganaderas
de la región de los Ríos está orientado exclusivamente como fertilizantes. Con la tecnología adecuada, y para
este particular caso, con la implementación de una planta de biogás, estos desechos orgánicos podrían ser la
base para la producción de energía libre de contaminación al medio ambiente, pudiendo llegar a la
autosuficiencia energética en estas explotaciones ganaderas e incluso la producción de energía para su venta a
la red de consumo, lo que aportaría al desarrollo de “Estrategia Nacional de Energía”.
En resumen, la implementación de una planta de biogás en la compañía agrícola Campo Verde Ltda.,
podría potenciar el plan de desarrollo energético planteado por el ministerio de energía y además optimizar la
utilización de los “residuos” orgánicos como recurso energético limpio renovable, generando un sustento
económico adicional para la compañía.
3
OBJETIVOS
1. Objetivo general
Evaluar la implementación de una planta de biogás en la explotación ganadera de la
compañía agrícola Campo Verde para un mayor aprovechamiento de los desechos orgánicos.
2. Objetivos específicos
Análisis de la explotación ganadera de la compañía agrícola Campo Verde.
Análisis de los residuos generados y su utilización actual.
Determinar las necesidades energéticas explotación ganadera.
Análisis comparativo de las soluciones nacionales e internacionales, y la eficiencia de
producción energética de cada una.
Analizar los costos de generación de energía de la planta de biogás.
Analizar la utilización y comercialización de la energía eléctrica generada.
Analizar la utilización y comercialización del fertilizante como subproducto de la generación
de energía.
Evaluación económica de la implementación de la planta de biogás.
4
II. ESTRUCTURA DEL TRABAJO
El análisis que se realizó para determinar el funcionamiento y la tecnología fue basado principalmente
en la literatura existente y en la experiencia de otros proyectos realizados en el extranjero, llevándolo al
contexto nacional, regional y puntual de la compañía agrícola donde se desarrolló.
Para el análisis de la explotación ganadera se hizo una visita a la compañía agrícola, para obtener los
datos de una forma más completa y real de los vacunos, los desechos orgánicos y su utilización actual, como
también el gasto energético de las lecherías de la compañía agrícola Campo Verde a analizar.
Se utilizaron dos cotizaciones, una nacional y una internacional, realizadas por empresas con
conocimiento y experiencia en proyectos de biogás para obtener los costos de inversión inicial, costos de
funcionamiento y mantención, energía necesaria para el funcionamiento de la planta de biogás, tecnología
necesaria, generación de biogás y de energía. Estas empresas fueron Kaiser Energía (Santiago, Chile) y TEICAN
MEDIOAMBIENTAL S.L. (Cantabria, España).
Se realizó una comparación entre ambas empresas sobre generación de energía y gasto energético
necesario, como también para la generación de fertilizante y la cantidad de fertilizante a utilizar. Con esto se
identificó cual era la cotización que generaba más beneficios para la compañía agrícola Campo Verde.
Se hizo una evaluación económica a través de un flujo de caja para ambas cotizaciones, con el objetivo
de proyectar viabilidad y rentabilidad de las plantas de biogás para un periodo de 16 años. Se calcularon
indicadores como el valor actual neto (VAN), la tasa interna de retorno (TIR) y el periodo de recuperación de
la inversión (PAYBACK) para ambas cotizaciones.
5
III. REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE
El metano es uno de los compuestos más utilizados para la generación de energía y cogeneración,
empleándose como combustible en las turbinas de gas o en generadores de vapor.
La tecnología más común para recuperar el metano del desecho generado por el ganado, y utilizarlo
como una fuente de energía renovable es la digestión anaeróbica, de la cual se obtiene biogás, utilizado como
gas combustible, y digestato, utilizado como bio-fertilizante. Una investigación realizada en Ecuador desarrolló
un método para reducir la emisión de gases de efecto invernadero (GEI) producido por desechos de ganado.
Se utilizó el manejo del estiércol de ganado para la producción de biogás por medio de un proceso de
digestión anaeróbica (Cornejo & Wilkie, 2010). Esta investigación abarca también la creación de un inventario
de emisiones GEI provenientes de la ganadería. La emisión de GEI proveniente de la ganadería se basa
principalmente en el gas metano, donde los rumiantes (e.g., bovinos, ovejas) son la mayor fuente de estas
emisiones. El manejo de los desechos animales también tiene como resultado la emisión de metano, y esta
depende del tipo de sistema que se utilice, además de otros factores como el clima del ambiente y la
composición del estiércol, siendo los sistemas secos los con menos emisión de metano.
Tabla 3.1 Potencial de energía en producción de biogás con estiércol de ganado confinable en Ecuador.
Categoría del ganado Biogás
(M )
Metano
(Tj)
Equivalente GLP (gases
licuados de petróleo)
(M US$)
Lácteo 7,6 284 5,5
Cerdo 48 1.801 35
Ave de corral* 50 1.886 36,5
Total 105,6 3.971 77
*Aves de corral referido a pollos de engorde y ponedores en condiciones intensivas.
Fuente: Cornejo & Wilkie (2010).
6
En la tabla 3.1 se muestra la cantidad de biogás producido con desechos animales: 39.000 vacas de
lechería, 1.518.000 cerdos y 28.330.000 aves de corral.
Tabla 3.2 Potencial de energía en producción de electricidad con metano de estiércol de ganado confinable
en Ecuador.
Categoría del ganado Metano
(Tj)
Equivalente en
electricidad (GWh)
Valor
(M US$)
Lácteo 284 19 4
Cerdo 1.801 125 25
Ave de corral* 1.886 131 26
Total 3.971 275 55
*Aves de corral referido a pollos de engorde y ponedores en condiciones intensivas.
Fuente: Cornejo & Wilkie (2010).
En la tabla 3.2 se muestra el potencial de producción de electricidad, asumiendo que los generadores
eléctricos de biogás operan a un 25% de eficiencia y el costo de la electricidad en Ecuador es de US$0,2 por
KWh, y su valor en dólares: 19 GWh en lechería, 125 GWh en cerdos y 131 GWh en aves de corral.
Este estudio fue visto como un método de alta viabilidad, con un impacto ambiental, y un impacto
socio-económico positivos. En el sector rural los beneficios de difundir el uso de digestores anaeróbicos
pueden notarse en el reemplazo de la madera como fuente de combustión, mejorando la calidad de aire
puertas adentro y disminuyendo la tala de árboles, y además fomentando la utilización de bio-fertilizantes en
reemplazo de nutrientes sintéticos para así minimizar la degradación del agua y el suelo.
Tanto como fuente de combustión o como fuente de fertilizante se puede reducir potencialmente la
emisión de gases de efecto invernadero. Las principales barreras e inconvenientes para la implementación de
esta tecnología son los costos de capital, la incierta producción animal, y la falta de información de la
población (Cornejo & Wilkie, 2010).
7
Una comparación realizada entre la producción de biogás por digestión anaeróbica de excrementos
de vacas en lecherías y desechos de comidas, individual y en conjunto, mostró que la utilización de mezclas de
desechos de comidas y excremento de vacas en lecherías aumenta el porcentaje de producción de biogás,
evaluado en producción por lotes en condiciones mesofílicas (35°C). Para obtener el total del biogás se
necesitan 30 días de digestión, y alrededor del 90% es obtenido en 20 días (El-Mashad & Zhang, 2010).
El digestato obtenido de esta mezcla digerida anaeróbicamente contiene casi todos los macro y micro-
elementos necesarios para el crecimiento de una planta, por tanto este puede ser utilizado como un muy
buen bio-fertilizante.
Los mejores resultados fueron obtenidos con una mezcla de 60% de desechos de alimentos y 40% de
excremento de vacas de lecherías para un tiempo de digestión de 20 días (El-Mashad & Zhang, 2010).
En África la tecnología del biogás provee una oportunidad para la descentralización en programas de
energía rural alternativa, mejorando tanto el bienestar humano como las condiciones ambientales, y así
avanzar hacia el desarrollo de todo el país. Un estudio analiza la importancia de las economías de escala con el
aumento de la capacidad de la planta de biogás, y el efecto de la ubicación en el costo de inversión (Amigun &
Von Blottnitz, 2010). Este estudio mostró que al contrario de cómo se conocía de que las instalaciones de
mayor tamaño poseen una ventaja resultante de las economías de escala, las instalaciones de mayor tamaño
no siempre tienden a tener ventajas económicas en el pequeño sector de biogás. Para capacidades de plantas
de biogás de 2-16 el factor de capacidad-costo, que indica la variación del costo de inversión cuando la
capacidad dela planta es aumentada, es de 1,2 y para plantas más grandes (>20 ) el factor de capacidad-
costo es de 0,8. Además el costo de la tecnología de biogás es en gran medida independiente de la ubicación
geográfica de la planta. Estos estudios fueron hechos en diferentes países del continente africano.
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Tabla 3.3 Modelo de validación usando magnitudes de error relativo.
Locación Tamaño del
digestor ( )
Predicción del modelo
(estimado) (US$)
Datos actuales
(US$) Error relativo (%)
Kenia 6 1.145 1.179 -2,8
Burkina Faso 8 1.596 1.702 -6,2
Lesoto 12 2.551 2.844 -10,3
Kenia 16 3.559 3.173 +12,2
Fuente: Amigun & Blottnitz (2010).
La escala de tamaño de una planta de biogás es un factor trascendental para obtener un proyecto
rentable, donde los costos de producción del biogás y energía deben ser inferiores a las ganancias obtenidas
en la producción de estos. Saber si una planta centralizada de gran tamaño abastecida por un gran número de
granjas es más eficiente que una planta de menor tamaño abastecida por un número menor de granjas vecinas
es lo que se tiende a pensar, pero las plantas de mayor tamaño no son siempre más eficientes
económicamente. Un estudio realizado en Suecia analizó la producción de biogás, a partir de excremento de
vacas de lechería, para la producción de calor y energía en granjas. El análisis estudió 3 casos de plantas de
biogás, (A) una planta de biogás utilizando excremento proveniente de una granja, (B) una planta utilizando
excremento proveniente de granjas vecinas, (C) una planta centralizada utilizando excremento proveniente de
muchas granjas (Lantz, 2012). En todos los casos se midieron parámetros como calor, precios de la
electricidad, precio del digestato como bio-fertilizante, y se utilizaron temperaturas mesófitas (37°C) y
termófilas (52°C), y motor con bujía de encendido (SI) o un motor con encendido por compresión (CI).
Los resultados obtenidos mostraron que para el caso (A) un motor SI es más económico, y para los
casos (B) y (C) es el motor CI. Los costos de producción de biogás obtenidos fueron, (A) 37
, (B) 30
y (C) 39
(Tabla 3.4).
Las plantas de producción de calor y energía combinados no son rentables para ninguno de los 3
casos estudiados para la situación de Suecia. En la siguiente tabla se muestran los valores necesarios para que
estos proyectos sean rentables.
9
La utilización de calor se ve limitada por falta de disipadores de calor. Para utilizar el calor en estos
casos, se utiliza la producción de biogás con condiciones termófilas, así aumentando la rentabilidad utilizando
el volumen del reactor más eficientemente debido a las temperaturas más altas.
Tabla 3.4 Precio de electricidad, subsidio de producción y valor del digestato para alcanzar un punto de
equilibrio en varios casos de CHP a base de biogás.
Caso Electricidad
Subsidio de producción
( biogás)*
Valor del digestato
*
Caso A – 37
biogás
0 calor 170 23 3,2
20 calor 150 17 2,4
40 calor 129 11 1,6
Caso B– 30
biogás
0 calor 118 11,3 1,6
20 calor 109 7,6 1,1
40 calor 100 3,9 0,6
Caso C – 39
biogás
0 calor 118 12,2 1,7
20 calor 108 7,9 1,1
40 calor 98 3,6 0,5
Caso B – 26
biogás (termófilo)
0 calor 102 4,9 0,7
20 calor 101 4,3 0,6
40 calor 99 3,8 0,5
*A un precio de electricidad de 90
Fuente: Lantz (2012).
10
En Suecia en el año 2010 el biogás llegaba al 0,2% de la energía nacional, de esto un 44% provenían
de tratamientos de agua, 25% de plantas de codigestión (proveniente de agricultura con más de una variedad
de desechos utilizados), y un 22% de vertederos (Lantz, 2012).
El principal contaminante generado en las explotaciones ganaderas es el excremento animal, la
cantidad y composición de este varía dependiendo principalmente del tipo de ganado y la alimentación. De
este excremento y producto de la mezcla con orinas y agua, producto de la limpieza, se genera la purina, que
es un compuesto más acuoso. La tabla 3.5 muestra el volumen de producción aproximado de estiércol fluido
por cabeza de ganado por día, que por lo general representa del 8 al 10% del peso vivo del animal.
Tabla 3.5 Producción de estiércol en España por el ganado bovino (1989).
Especie y tipo Censo Kg de
Estiércol/cabeza/día Total día (Toneladas)
Bovino reproducción 3.088.960 55 169.893
Bovino de 12 a 24 meses 611.870 30 18.356
Bovino de 0 a 12 meses 1.486.563 5,8 8.622
Fuente: Marañon et al (1998).
El principal uso de estos purines, es como fertilizante. Si el purín como fertilizante no es utilizado en
forma correcta puede provocar la contaminación de suelos, aguas y aire. Por lo cual se ha establecido un
límite de cabezas de ganado por hectárea, teniendo en cuenta el volumen de estiércol que se puede aplicar sin
peligro por hectárea de tierra. El número máximo de vacas lecheras por hectárea es de 2 unidades, teniendo
en cuenta una producción de excremento promedio, de esta forma se puede utilizar el purín en forma
correcta y utilizar completamente los desechos generados.
La exigencia energética es un factor importante a considerar en la utilización de nuevas tecnologías,
para así lograr una mejor optimización de los procesos. El transporte es un problema muy recurrente en
temas de energía, y para enfrentar este problema, un artículo donde se estudia la separación mecánica sólido-
11
líquido de los residuos de digestión utilizando un extractor de tornillo y un tamiz rotativo, hace que la energía
utilizada para el transporte sea menor (Bauer et al, 2009).
Utilizando desechos de cultivo se realizó este estudio en Austria, donde el transporte de los residuos
de fermentación hacia las granjas demanda una gran cantidad de energía. Un alto contenido de agua en los
residuos de digestión genera grandes volúmenes que se necesitan ser transportados (Bauer et al, 2009). El
estudio analizó 2 métodos de separación de la parte sólida de la parte líquida en el residuo de digestión,
mostrando que la utilización de un extractor de tornillo para separar la parte sólida de la parte liquida del
residuo de digestión es mejor que un tamiz rotativo. El extractor de tornillo mostró un alto rendimiento y
eficiencia en la separación, además los gastos de mano de obra fueron mínimos y los mantenimientos
necesarios son bajos.
En relación a la composición de la parte sólida, esta mostró una fuerte acumulación (en relación a la
masa) de carbono, ceniza cruda y fosfato, nitrógeno y nitrógeno de amoniaco fueron ligeramente
enriquecidos, y solo el contenido de potasio disminuyó en la parte sólida.
Un mal manejo de los residuos animales genera impactos ambientales negativos, y gastos que son
necesarios para su transporte, almacenamiento o control.
La utilización de plantas de biogás para un mejoramiento del manejo de residuos animales en las
explotaciones ganaderas para producción de energía eléctrica y energía térmica genera posibilidades de auto
sustentación energética. La energía eléctrica y térmica generada puede ser utilizada para satisfacer las
necesidades energéticas de producción de biogás, u otras necesidades de la explotación ganadera.
Un buen manejo de los residuos animales y la utilización de estos para la producción de energía,
disminuye su impacto ambiental, obteniéndose además como subproducto un residuo de la producción de
biogás, que puede ser utilizado como bio-fertilizante en la misma explotación ganadera.
El suero de queso es un subproducto de la industria láctea, y sus principales componentes son
lactosa, proteínas y sales minerales, y su composición depende de varios parámetros utilizados en la
producción del lácteo. Mundialmente la gran cantidad de este suero de queso es desechado y todo su posible
aporte energético es desperdiciado y esto causa serios problemas de polución. Para una compañía láctea de
tamaño medio, con problemas de desechos, que no puede invertir en los altos costos de inversión de
12
tecnologías de valorización de ese suero. La utilización del suero de queso en la producción de biogás puede
ser una solución para ocupar su aporte energético sin una gran inversión económica.
Una investigación realizada en Turquía, estudió la codigestión anaeróbica del suero de queso y
estiércol lechero, que es rico en nutrientes (Kavacik & Topaloglu, 2010). El experimento fue realizado con
diferentes tiempos de retención hidráulica (HRT) y a temperaturas de 25 y 24°C, en un reactor cilíndrico de
acero inoxidable de un volumen total de 26,6 litros (20 litros el volumen de trabajo). El reactor fue calentado
con un flujo de agua caliente, y el líquido del reactor agitado por un motor de agitación a 0,3 Hz. El reactor
fue alimentad por la parte superior, y el puerto de descarga ubicado en la parte inferior. Los HRT fueron de 5,
10 y 20 días.
Los análisis fueron realizados de la siguiente forma: 34°C – 10% TS, 34°C – 8% TS y 25°C – 8% TS
(TS: solidos totales) (Figuras 3.1 y 3.2). El excremento fue diluido hasta un 10% TS, y luego fue tamizado para
separar la materia inerte. El pH fue mantenido en 6,5 – 7,5 rango óptimo para la metanogénesis.
Figura 3.1 Producción de biogás para mezclas de 8% y 10% a diferentes HRTs.
Fuente: Kavacik & Topaloglu (2010).
13
Figura 3.2 Tasa de producción de metano de biogás para mezclas de 8% y 10% a diferentes HRTs.
Fuente: Kavacik & Topaloglu (2010).
La digestión del suero de queso junto con el estiércol es más ventajosa que la digestión de ambos por
separado. Para que se produzca una buena digestión de estos dos compuestos, es necesario comenzar la
digestión con una mezcla de excremento y excremento digestado, para que no se produzca un quiebre en la
digestión debido a la acidificación. El excremento tiene grandes cantidades de lípidos, y el suero de queso
tiene un alto contenido de carbohidratos fácilmente biodegradables. La producción de biogás disminuye con
el incremento del HRT para ambas concentraciones de TS (8 y 10%) y ambas temperaturas (25 y 24°C).
El pre-tratamiento del excremento puede generar un incremento en la producción de biogás en la
digestión, y por ende un aumento en la generación de energía. Un estudio analizó la extrusión de 13 tipos de
biomasa proveniente de la agricultura, para la generación de biogás (Hjorth et al, 2011). La extrusión se
realizó con unos tornillos gemelos de 40 cm de largo y 30 cm de diámetro.
14
Figura 3.3 Presupuesto de electricidad (KWh/ton DM) dependiendo del tipo de biomasa.
Fuente: Hjorth et al (2011).
La extrusión causó un aumento en la producción de metano en rangos de 18-70% después de 28 días,
y 9-29% después de 90 días (Figura 3.3). Debido a este aumento en la producción de metano, se generó un
aumento de la energía generada, como se muestra en la figura. La extrusión aceleró los procesos de
degradación, e incluso permitió la degradación de algunos componentes no degradables. Los excedentes de
energía después de 28 y 90 días fueron de 6-68%. Después de 90 días la eficiencia de la extrusión fue la
siguiente: yacija de basura > Fracción sólida de excremento prensado con tornillo > Fracción sólida de
excremento floculado y filtrado = paja= pasto.
En general la utilización de la extrusión como pre-tratamiento aumenta la producción de metano, y
debido a esto aumenta la producción de biogás y energía total en una planta de biogás.
15
IV. MARCO TEÓRICO
Como material primario para la generación de biogás pueden ser utilizados distintos tipos de
biomasa, desechos orgánicos, los desechos orgánicos biodegradables pueden ser tratados de manera aeróbica
a través de un proceso denominado compostaje, o de forma anaeróbica proceso llamado digestión el cual es
un proceso sensible, sofisticado y lento, que como producto final produce biogás rico en gas metano
(Zupančič & Grilc, 2012). La digestión anaeróbica es una fuente de energía renovable como un sistema
integrado de manejo de desechos orgánicos. Los tratamientos anaeróbicos son los más avanzados y
sustentables para desechos orgánicos, para obtener una mejor reducción de volumen y masa de los desechos
estos pueden ser tratados separando los lodos de desechos de aguas residuales y los desechos orgánicos
biodegradables, para su posterior tratamiento obteniéndose como resultado biogás (una mezcla compuesta
mayormente por metano y , y además en pequeñas cantidades , y ), y digestato, el cual es
un sólido rico en nutrientes utilizado posteriormente como fertilizante.
El biogás final producto de la fermentación es un gas inflamable. Está compuesto por una mezcla de
gases, y su composición depende del sustrato que se ha expuesto a digestión.
En la tabla 4.1 se muestra la composición del biogás según su fuente, y las propiedades de los gases
que lo componen.
Para que los microorganismos puedan acceder a la energía química potencial, es necesario romper las
cadenas macromoleculares y transformarlos a monómeros más pequeños. Esto se realiza mediante 4 etapas en
las cuales se realiza una digestión progresiva de los desechos (Zupančič & Grilc, 2012). Para mejorar la
digestión de las moléculas de gran tamaño, se realizan pre-tratamientos a los desechos, los cuales pueden ser
mecánicos, térmicos o químicos.
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Tabla 4.1 Composición del biogás derivado de distintas fuentes.
Gases Desechos
agrícolas Lodos cloacales
Desechos
industriales
Rellenos
sanitarios Propiedades
Metano 50 – 80 % 50 – 80 % 50 – 70 % 45 – 65 % Combustible
CO2 30 – 50 % 20 – 50 % 30 – 50 % 34 – 55 % Ácido, asfixiante
Vapor de agua Saturación Saturación Saturación Saturación Corrosivo
Hidrógeno 0 – 2 % 0 – 5 % 0 – 2 % 0 – 1 % Combustible
H2S 100 – 7000ppm* 0 – 1 % 0 – 8 % 0,5 – 100ppm Corrosivo, olor,
tóxico
Amoníaco Trazas Trazas Trazas Trazas Corrosivo
CO 0 – 1 % 0 – 1 % 0 – 1 % Trazas Tóxico
Nitrógeno 0 – 1 % 0 – 3 % 0 – 1 % 0 – 20 % Inerte
Oxígeno 0 – 1 % 0 – 1 % 0 – 1 % 0 – 5 % Corrosivo
Orgánicos Trazas Trazas Trazas 5ppm Corrosivo,
olores
ppm*: partes por millón
Fuente: Wheatley (1990).
La hidrólisis es la primera etapa de la digestión anaeróbica, en la cual las cadenas macromoleculares
de los desechos se rompen generando acetatos e hidrogeno, los cuales pueden ser usados directamente por
metanógenos, además se generan ácidos grasos, que deben ser catabolizados para ser usados por
metanógenos. La hidrolisis puede ser biológica utilizando microorganismos hidrolíticos, bio-química
utilizando encimas extracelulares, química utilizando reacciones catabólicas, o físicas utilizando energía
térmica y presión. La acidogénesis es la segunda etapa, donde se produce un mayor desglose de los
componentes restantes de la etapa anterior por medio de una bacteria acidogénica, generando ácidos grasos
volátiles, amoniaco, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno principalmente. La tercera etapa es la
acetogénesis donde las moléculas generadas en la acidogénesis se digieren aún más, produciendo ácido
acético, dióxido de carbono e hidrogeno. Por último, en la metanogénesis las arqueas metanogénicas utilizan
los productos resultantes de las etapas anteriores para convertirlas en metano, dióxido de carbono y agua, que
17
son los componentes en mayor proporción en el biogás producidos en el sistema (Figura 4.1). La
metanogénesis es un proceso muy sensible al pH, actuando bien entre pH 6.5 y pH 8. El material orgánico y
mineral no digerible constituye el digestato sólido (Zupančič & Grilc, 2012).
Figura 4.1 Camino de degradación anaeróbica de materia orgánica compleja.
Fuente: Zupančič & Grilc (2012).
La eficiencia de cada fase está directamente relacionada con los organismos que interactúan en estas,
teniendo en cuenta factores como la temperatura y el tiempo de la reacción (Spellman, 2011). Los organismos
que interactúan en la hidrolisis y acidogénesis tienen un rápido crecimiento e interactúan mejor en ambientes
más ácidos y con temperaturas más elevadas que los organismos que interactúan en la metanogénesis.
En la tabla 4.2 se muestran las condiciones óptimas para la digestión anaeróbica.
18
Tabla 4.2 Requerimientos medioambientales.
Parámetro Hidrólisis/acidogénesis Metanogénesis
Temperatura 25 - 35°C Mesofílicas: 30 - 40°C
Termófilas: 50 – 60°C
Valor pH 5,2 – 6,3 6,7 – 7,5
Proporción C:N 10 – 45 20 – 30
Potencial Redox +400 to -300 mV Menos de -250 mV
Proporción C:N:P:S 500:15:5:3 600:15:5:3
Oligoelementos* Sin requerimientos especiales Esenciales: Ni, Co, Mo, Se
Oligoelementos*: elementos presentes en pequeñas cantidades
Fuente: Deublein and Steinhauser (2008).
La digestión anaeróbica (DA) toma lugar en dos escenarios, el primero es en un solo reactor, en el
cual existe un cultivo mixto de bacterias en donde se privilegian las condiciones ambientales de la arquea
metanógena ante los requerimientos de la bacteria acidogénica, ya que tiene mayor tiempo de regeneración
(5-16 días), un crecimiento más lento y es más sensible a las condiciones ambientales (Zupančič & Grilc,
2012). El segundo escenario es en dos reactores, separando la DA en dos fases, siendo estas
hidrólisis/acidogénesis y acetogénesis/metanogénesis, con el objetivo de proveer condiciones óptimas para
cada grupo de microorganismos.
La digestión anaeróbica puede ser dividida en 3 fases tecnológicas:
- Preparación de sustrato y pre-tratamiento.
Si bien por lo general todos los tipos de biomasa pueden ser utilizados como sustrato mientras estos
estén compuestos principalmente de carbohidratos, grasas, celulosa y hemicelulosa, es de principal interés la
separación y extracción de impurezas (tierra, piedras, metales, plásticos, etc.) que puedan contener, y la
reducción de los sólidos de gran tamaño (Zupančič & Grilc, 2012). Este pre-tratamiento puede ser físico,
donde se utilizan moliendas y trituradoras para la reducción de grandes sólidos; químico, donde son
19
utilizados ácidos o una solución alcalina de hidróxido de sodio generalmente para desechos industriales;
térmico, donde se trabaja en rangos de 135-220°C y a 10 bares de presión generalmente para lodos de aguas
residuales sin tratar; biológico, donde ácido láctico o enzimas son utilizados.
- Proceso de digestión.
A grandes rasgos este proceso puede ser dividido en digestión sólida y digestión húmeda. En la
digestión sólida se tiene un 20% de materia seca y un 80% de agua, su principal ventaja es la reducción del
volumen del reactor debido a la menor cantidad de agua en el sistema, y su desventaja es la necesidad de
transportar el sustrato sólido que requiere más energía para sacarlo de los digestores, y esto puede provocar la
intrusión de aire en estos. En la digestión húmeda se tiene un 5% de materia, y se utilizan distintos procesos
de digestión.
El proceso por lotes consiste de 4 fases: carga, digestión, sedimentación y descarga, las cuales
se llevan a cabo en un reactor con movimiento continuo (Figura 4.2). Estos generadores son
construidos generalmente en pares para generar un flujo constante de biogás de uso
inmediato. Al final de cada ciclo (1 día aprox.) los tanques no son vaciados completamente,
utilizando el residuo como inocuo bacteriano para el siguiente ciclo (Zupančič & Grilc,
2012).
Figura 4.2 Figura esquemática del proceso por lote ASBR.
Fuente: Zupančič & Grilc (2012).
20
El proceso continuo se realiza en un digestor con movimiento continuo y consta de 1 etapa, pero a
esto se le agregan 2 tanques, uno previo de preparación y uno de post-tratamiento donde se estabiliza
el sustrato (Figura 4.3). El tamaño del digestor se determina con el tiempo de retención hidráulico
necesario (HRT) y la velocidad de carga orgánica (OLR). El HRT es el volumen del digestor dividido
por el flujo del sustrato, el OLR es la masa orgánica del digestor por unidad de volumen por día.
Valores promedio para HRT son de 20 - 40 días y para el OLR de 2-3
. Este proceso también
puede realizarse en 2 etapas, separando hidrólisis/acidogénesis y metanogénesis, en digestores
distintos para así optimizarlas condiciones para cada digestor. Con esto se tiene que el HRT es más
corto y una mayor OLR, pero con un proceso más caro y con equipos y control más sofisticado
(Zupančič & Grilc, 2012).
Figura 4.3 Proceso convencional de digestión anaeróbica de una etapa.
Fuente: Zupančič & Grilc (2012).
La gran desventaja de este método es la alta demanda energética que conlleva el constante movimiento
de los agitadores para que el contenido del fermentador sea mezclado constantemente. Los costos de
21
inversión y de mantenimiento son un poco mayores que los del proceso por lotes. La principal ventaja es la
mayor cantidad de producción de biogás (De Graaf & Fendler, 2010).
- Post tratamiento y uso del sustrato.
Luego del proceso de digestión, especialmente en tratamiento de desechos de granjas, y luego de un
post-tratamiento, el sustrato es utilizado como fertilizante (Zupančič & Grilc, 2012). El desecho puede ser
sustraído de forma líquida (1-5% concentración de solidos) el cual es bombeado directamente a los campos
como fertilizante, teniendo en cuenta que solo puede ser utilizado en ciertos periodos del año dependiendo
del clima, o puede ser destinado a una laguna de almacenamiento la cual debe ser estabilizada y mineralizada
para su almacenamiento y posterior utilización, o bien puede ser utilizado en seco mediante un proceso de
separación de la parte solida mediante prensa centrífuga, la parte sólida es utilizada como fertilizante fresco y
la parte líquida como agua de disolución el un nuevo sustrato teniendo cuidado con los nutrientes y las sales
de acumulación que pueden inhibir la digestión anaeróbica.
El digestato, como residuo del proceso de digestión, consiste en una mezcla de biomasa microbial y
material no digestado en el proceso de digestión. El volumen de este depende directamente del volumen de
materia orgánica utilizado para la digestión, el cual es aproximadamente el mismo como digestato, sin
embargo la masa será un 15% menor a la masa previa a la digestión. Este digestato poseerá todo el material no
convertido en biogás en el proceso de digestión, el nitrógeno, fósforo y potasio quedará en su totalidad en el
digestato, por lo que este posee un gran potencial como fertilizante orgánico. A su vez cualquier material no
orgánico presente en la materia prima utilizada, también estará presente (Frischmann, 2012).
Las técnicas de tratamiento del digestato, como mejoramiento, pueden elevar su potencial fertilizante
e incrementar sus propiedades nutritivas, optimizando su rendimiento como fertilizante y elevar su valor
comercial.
Estas técnicas de mejoramiento pueden ser divididas en cuatro categorías según el tipo de
tratamiento: físico, térmico, biológico y químico (Frischmann, 2012).
22
Técnicas físicas de mejoramiento
Engrosamiento: Separación parcial de las fracciones sólidas y líquidas del digestato, logrando un
digestato con un 5 – 10% de solidos secos, presente como un líquido espeso, y una fracción líquida.
Este tratamiento es generalmente utilizado para como un tratamiento inicial para reducir el volumen
del digestato, y además un posible consumo energético, para tratamientos posteriores.
Deshidratación: Separación de las fracciones sólidas y líquidas del digestato, cuando todo el digestato
está deshidratado, la parte líquida queda con un 80% de la masa, resultando una masa deshidratada
de digestato equivalente al 20% (Figura 4.4).
Esta técnica es usualmente utilizada como un primer tratamiento. El digestato resultante es
más fácil de almacenar, ya que disminuye considerablemente su volumen, y reduce costos
subsecuentes de traslado.
La deshidratación es una técnica importante para incrementar la factibilidad de la aplicación
del digestato como fertilizante, sin embargo el contenido de nutrientes será menor que en el
digestato antes del tratamiento (Fuchs et al, 2010).
La parte líquida generada contiene grandes cantidades de amonio y potasio, por lo que es
necesario algún tipo de tratamiento para disminuir la concentración de estos antes de ser eliminada.
Figura 4.4 Muestra de digestato deshidratado.
Fuente: (Frischmann, 2012).
23
Técnicas térmicas de mejoramiento
Estás técnicas utilizan energía térmica (calor), para remover el agua del digestato para incrementar la
concentración de sólidos y los nutrientes, o para recuperar energía del digestato (e.g. vía combustión).
Secado térmico: Puede ser utilizado para reducir significativamente la cantidad de agua del digestato,
alcanzando un 95% de sólidos (Siemens, 2011). Como la energía térmica que se utiliza para esta
técnica es proporcional a la cantidad de humedad presente en el digestato, se utiliza la deshidratación
como pre-tratamiento para disminuir la energía térmica necesaria.
El producto resultante tiene un volumen reducido considerablemente, y como es un material
solido seco, facilita su almacenamiento y transporte (Figura 4.5). Este producto puede ser peletizado
(convertido en pelet), y utilizado como fertilizante o como combustible para recuperación de energía.
Figura 4.5 Muestra de digestato seco.
Fuente: (Frischmann, 2012).
Concentración de digestato (evaporación): Esencialmente es similar al secado térmico, pero con la
gran diferencia que este método, se pretende retener los nutrientes y una porción de humedad en el
digestato. Esto es posible disminuyendo el pH previo a la evaporación (HRS Heat Exchangers, 2010).
Esto hace que el digestato líquido se convierta en un fertilizante concentrado.
24
Incineración: Este método es una alternativa cuando el digestato tiene un alto valor calorífico o
cuando no es viable su utilización como fertilizante. La combustión del digestato se realiza con el fin
de lograr la destrucción de la materia orgánica (Perry, 1997). Si el contenido de humedad es bajo y la
eficiencia del incinerador alta, el proceso podría ser auto eficiente térmicamente, y la recuperación de
energía puede ser lograda.
Técnicas biológicas de mejoramiento
Compostaje: El proceso de compostaje descompone la materia orgánica aeróbicamente, convirtiendo
en amoniaco en nitrato, que es una fuente de nitrógeno. Este proceso puede alcanzar temperaturas
de hasta 70°C.
Si es físicamente capaz el digestato se puede descomponer por sí solo, o puede
descomponerse en conjunto con otra materia prima estándar de compostaje como astillas de madera
o residuos verdes. El digestato como aditivo para el compostaje provee una fuente de nitrógeno,
fósforo, magnesio, hierro y humedad.
Oxidación biológica: Esta técnica puede ser utilizada para disminuir la carga de la demanda biológica
de oxígeno y amoniaco del digestato. Este proceso es utilizado comúnmente como un tratamiento al
líquido del digestato, previo a la descarga de este al alcantarillado o a un curso natural de agua.
Este tratamiento ha sido bien probado, pero puede tener altos costos de operación. De esto
se obtiene un lodo biológico, que puede ser utilizado como material de alimentación del digestor.
Producción de biocombustible: El digestato puede ser utilizado para la producción de algas, las que a
su vez se pueden ser convertidas en biocombustible. El agua separada puede ser usada para agua de
riego o para agua en el proceso, y la biomasa del desecho de las algas como materia prima para la
digestión.
25
Células de combustible microbianas: Poseen un gran potencial para producir bioelectricidad de la
oxidación biológica de la materia orgánica. En este proceso, las bacterias transfieren electrones
directamente a un ánodo durante la respiración para la generación de energía eléctrica (Rabaey,
2005).
Técnicas químicas de mejoramiento
Estás técnicas utilizan las reacciones químicas y el equilibrio para recuperar nutrientes del
digestato.
Recuperación de amoníaco: El amoníaco en forma de amonio puede ser recuperado para ser utilizado
como fertilizante o como materia prima para la digestión. La eficiencia de estas técnicas puede ser
mejorada aumentando las temperaturas y el pH del digestato. Este proceso puede extraer hasta un
92% de amoniaco y un 88% de nitrógeno del digestato (Guštin, 2011).
Acidificación: Esta técnica reduce las emisiones de amonio durante el uso del digestato como
fertilizante, sin embargo, los altos costos de estos ácidos es un gran problema. Son necesarios más de
4 -6 kg de ácido sulfúrico concentrado para lleva 1 ton de digestato a un pH bajo 5,8 (Frandsen et al,
2011).
- Depuración y aprovechamiento energético del biogás
Como se mencionó anteriormente, el biogás, además de metano y dióxido de carbono está
compuesto por determinadas impurezas en pequeñas proporciones, las cuales pueden provocar efectos
negativos al momento de la utilización del biogás. La tabla 4.3 muestra los distintos efectos de estas
impurezas.
Los grados de depuración del biogás dependen del tipo de uso que se le quiera dar a este, de esta
forma, para utilizarlo en una red de gas natural la depuración debe ser más exhaustiva que para la producción
térmica en calderas. La tabla 4.4 muestra el tipo de tratamiento necesario para los diferentes usos del biogás.
26
Tabla 4.3 Sustancias contaminantes en el biogás y sus efectos.
Sustancia Efecto
Ácido sulfhídrico (H2S)
Corrosión
Toxicidad
Formación de ácido sulfúrico
Agua (H2O) Formación de condensados
Formación de soluciones ácidas
Dióxido de carbono (CO2) Reducción del poder calorífico
Partículas Decantación
Obturación
Amoníaco (NH3) Formación de óxidos de nitrógeno durante la
combustión
Fuente: IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, España).
Tabla 4.4 Sustancias contaminantes en el biogás y sus efectos.
Usos del biogás Eliminación de agua Eliminación de dióxido de
carbono
Eliminación de sulfuro de
hidrógeno
Producción térmica en
calderas Parcial No No/Parcial/Elevado
Producción eléctrica y
térmica en motores de
cogeneración
Parcial/Elevado No/Parcial/Elevado Parcial/Elevado
Combustible para
vehículos Elevado Elevado Elevado
Red de gas natural Elevado Elevado Elevado
Pilas de combustible Elevado Elevado Elevado
Fuente: IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, España).
27
Los métodos de depuración más comúnmente usados según la Dirección General de Recursos
Agrícolas y Ganaderos de España (2010) son:
Desulfuración. Es el tipo más habitual, y está presente en todas las plantas. Existen tres tipos
de desulfuración.
1. Microaerofílica: Inyección de pequeñas cantidades de aire en el espacio superior del
digestor donde se forman unas bacterias sulfooxidantes que degradan el H2S,
generando azufre elemental.
2. Desulfuración biológica externa: Se hace pasar el biogás a través de un biofiltro
donde hay presencia de bacterias desulfurizantes, de esta forma también se elimina
el NH3.
Una de las ventajas de este proceso es que al realizarse con microorganismos de la
familia Thiobacillus, que son organismos autotróficos que pueden utilizar el CO2 del
biogás como fuente de carbono, y además los contenidos de H2S pueden reducirse
de 3000 – 5000 ppm a 50 – 100 ppm. Una desventaja es que debe ser añadido
oxígeno al biogás que normalmente es entre 2 – 6%del volumen aire en biogás.
(Llaneza et al, 2010)
3. Adición de sales férricas: Al añadir compuestos férricos al sustrato se producen
sulfatos insolubles que evitan la salida de azufre en forma de H2S del biogás. Hay que
tener gran cuidado porque esto puede producir corrosión de los materiales y gran
disminución del pH del proceso.
Es una operación muy sencilla que elimina hasta <150 ppm, pero el exceso de Fe+3
puede inhibir la formación de biogás. (Llaneza et al, 2010)
Los residuos ganaderos son los sustratos que poseen mayores problemas relacionados con la
producción de H2S.
Deshumidificación: El principal objetivo de este proceso es la reducción del agua presente en
el biogás, que reduce su eficiencia energética y compromete la vida operativa de los
elementos de recuperación, especialmente los motores y equipos de depuración. Este
28
proceso es realizado mediante condensación, en el cual, el más habitual es hacer pasar el gas
a través de tubos refrigerantes que condensan el agua. Hay otros menos usados como el
filtrado del gas, el enfriamiento con agua a temperatura de 4°C, etc.
Una ventaja del método de refrigeración es que es posible comprimir el gas antes del
enfriamiento. Una desventaja es que para aumentar la eficiencia es necesario disminuir la
temperatura, lo que implica un costo energético mayor. (Llaneza et al, 2010)
Eliminación de CO2: Si se desea utilizar el biogás para otro fin que no sea en motores de
cogeneración, será necesaria la eliminación de dióxido de carbono. Los métodos posibles
para esto son: lavado de agua del CO2, lavado con disolventes orgánicos, filtración en carbón
activo (el cual retiene el CO2), separación por membranas (alta efectividad), separación
criogénica de las materias según el punto de ebullición (en desarrollo).
El biogás posee un potencial energético que puede ser aprovechado por distintos sistemas como
forma de energía limpia y renovable, Los distintos tipos de aprovechamiento energético son resumidos a
continuación (Dirección general de recursos agrícolas y ganaderos, España, 2010).
Motores de cogeneración: Es el sistema de aprovechamiento energético más habitual. Este
sistema engloba la producción de energía eléctrica en conjuntos con la producción de
energía térmica útil, recuperada de los gases de escape del motor. Así el uso de la energía se
realiza de forma más óptima que en la generación convencional de energía, donde el calor
generado no es utilizado.
Estos motores son capaces de alcanzar un rendimiento energético del orden del 85%, con un
rendimiento eléctrico de 35 – 42% y un rendimiento térmico de 30 – 40%.
Para poder utilizar este sistema de aprovechamiento, el contenido de metano en el biogás
debe ser superior al 40%. Además los contenidos de ácido sulfhídrico (H2S) deben ser
depurados para evitar la corrosión, y los niveles de vapor de agua disminuidos para aumentar
el rendimiento energético.
29
Microturbinas: Son un sistema de cogeneración (obtención de electricidad y calor) adecuados
para pequeñas potencias (30 a 200 kW), que pueden utilizar el biogás como combustible.
Las microturbinas pueden trabajar con biogás con concentraciones de metano del 35%,
presentan mayor tolerancia al ácido sulfhídrico (H2S), son menos contaminantes, y el
mantenimientos es más sencillo que en los motores de cogeneración.
Sin embargo el rendimiento energético eléctrico es del orden de 15 – 30%, menor que en los
motores de cogeneración, y no existe una gran variedad de distribuidores; la tecnología no se
encuentra tan implantada como en el caso de los motores de cogeneración. (Dirección
general de recursos agrícolas y ganaderos, España, 2010).
Combustible para vehículos: Los vehículos que utilizan como combustible el gas natural, se
dice que emiten un 20% menos de CO2, que los vehículos que funcionan con gasolina y
gasóleo. El biogás para ser utilizado como combustible para vehículos, debe ser
exhaustivamente depurado, reduciendo el CO2, O2, H2S, y agua, y así elevar los niveles de
metano alrededor de un 96%. En Europa ya existen vehículos de transporte urbano que
utilizan el biogás como combustible.
Los vehículos que funcionan con biogás presentan un mayor rendimiento, debido a que
existe una disminución del consumo energético. Los motores de estos vehículos son más
duraderos y de menor ruido. Sin embargo presentan una menor autonomía de conducción
(150 km. Aproximados) y son motores que poseen un arranque muy lento.
Pilas de combustible: Estos sistemas producen electricidad a partir de una reacción química,
no se acaban y no necesitan ser recargados, ya que su funcionamiento es ininterrumpido
mientras le sean suministrados combustible y oxidante.
Su principio de funcionamiento es inverso a la electrólisis del agua: En el ánodo de la pila se
inyecta combustible: hidrogeno, amoniaco o hidracina.
30
Si el biogás se utiliza como combustible en las pilas de combustible, lo más habitual es que
este sea primero depurado exhaustivamente y posteriormente transformado a hidrógeno. Los
métodos más comunes para esto son: reformado con vapor de agua, oxidación parcial y el
auto-reformado.
Debido a que este sistema de aprovechamiento energético produce calor, las pilas de
combustible también pueden ser adaptadas como sistemas de cogeneración, produciendo
energía eléctrica y térmica.
Red de gas natural: Cuando el biogás se inyecta a la red de gas natural recibe el nombre de
biometano (biogás con más de 97% de su contenido de metano). Este debe ser depurado
previamente para alcanzar los requerimientos de calidad exigidos para introducirlos a la red
de gas natural. La depuración consiste en la eliminación de: CO2, H2S, NH3, agua y partículas
sólidas.
Algunos países de Europa han definido estándares de calidad del biogás.
Además de estas exigencias de depuración, es necesaria la compresión del biometano
hasta la presión necesaria de distribución de la red, lo que se traduce en costes de inversión y
explotación elevados.
31
Con todo lo mencionado anteriormente, se pueden esquematizar los procesos generales de la planta
de biogás, desde los sustratos hasta la generación de energía y la utilización del digestato para fertilización
(Figura 4.6).
Figura 4.6 Proceso tecnológico de una digestión anaeróbica y uso de biogás y digestato.
Fuente: Zupančič & Grilc (2012).
32
V. COMPAÑÍA AGRÍCOLA CAMPO VERDE
1. Análisis de la compañía agrícola Campo Verde y de su explotación ganadera
La compañía agrícola Campo Verte Ltda., está a cargo del ingeniero agrónomo Andrés Küllmer. Esta
compañía se ubica en la Región de los Ríos en la comuna de Máfil, dentro del presente estudio sólo se
considerarán dos propiedades colindantes de la compañía, los fundos “La Paloma” (Figura 5.1) y “Juan Carlos
Lemann”. La compañía cuenta con una extensión de 400 hectáreas en su totalidad, destinados a cultivo,
bosque y lechería. El terreno destinado para la lechería, el cual se estudiará, cubre una extensión de 150
hectáreas y cuenta con dos lecherías. Estas se encuentran una en cada predio, y permiten la estancia y ordeña
de las 600 vacas lecheras pertenecientes a la compañía agrícola Campo Verde, 300 en cada una de las
lecherías.
Figura 5.1 Lechería fundo “La Paloma”.
Dentro de la explotación ganadera actualmente sólo se considera la extracción de leche, para su
posterior comercialización. Además es importante mencionar que existe la elaboración de fertilizante como
33
subproducto a partir de los residuos bovinos, el cual es utilizado exclusivamente dentro del predio. De igual
manera, las 150 hectáreas de pradera generan una cantidad de residuos, que posterior a su ensilaje se les da
un aprovechamiento parcial, quedando una cantidad no utilizada.
Si bien los residuos animales y el ensilaje de pradera no tienen un carácter trascendental en la
producción actual de la empresa, en la presente investigación son componentes que adquieren un carácter
prioritario, y el cual se describirá y analizará en mayor detalle a lo largo del presente escrito, ya que se
postulan como materia base con un gran potencial en la generación de energía en la planta de biogás.
2. Análisis de la generación de residuos y su utilización actual
La generación de residuos depende de variables tales como el tipo de bovino, su peso y alimentación,
por lo que es importante considerar que las vacas son de tipo Holstein Friesian, poseen un peso promedio de
550 kg, y son alimentadas con18 kg de materia seca. Salazar (2012) afirma que la producción de purines de
vacunos de lecherías es de 105 litros/vaca/día. De esta forma, y considerando 600 bovinos, se tendría un total
de 63.000 litros/día, equivalente a 63 m3/día de purines.
La utilización de los residuos se ve influenciada por el tiempo destinado a la estancia en campo
abierto y dentro de la lechería, ya que los residuos generados en el campo abierto no son recolectados, por lo
que no podrían ser utilizables. Los periodos están previamente designados y cabe mencionar que existen
diferencias en los tiempos destinados para cada sector según verano e invierno, influenciado por la variación
de temperaturas. Durante un día normal de verano las vacas pasan 18 horas al día en el campo abierto y 6
horas se encuentran dentro del recinto de la lechería. En invierno las vacas residen más horas dentro del
recinto de la lechería y menos tiempo en el campo abierto, esto debido a las menores temperaturas de esta
estación, lo que se traduce en 16 horas al día en el campo abierto y 8 horas dentro del recinto de lechería.
Teniendo en cuenta lo anteriormente planteado, con un total de 63 m3/día de purines, y un promedio
de estancia en la lechería de 7 horas, se tendrían 18,4 m3/día teóricos almacenados utilizables.
El estiércol que puede ser almacenado es el generado por los vacunos dentro del recinto de la
lechería. Los desechos generados dentro del recinto de la lechería, son llevados por escurrimiento con la
utilización de agua y debido a la propia pendiente que posee la rampla a un pozo purinero (Figura 5.2),
34
excavación cilíndrica que es utilizada como pozo de almacenamiento, en donde el estiércol es almacenado
como purín (mezcla de estiércol, orina y agua). Del total de toneladas generadas por las vacas lecheras, menos
de un tercio (29%) es almacenado por día.
Figura 5.2 Pozo purinero, almacenamiento de purines.
En una visita realizada a los predios en estudio, se obtuvieron los datos reales de la producción de
purines en la lechería. Los 600 vacunos producen en promedio 24 m3/día, con un 10% de materia seca (MS).
Esto tomando en cuenta los tiempos de estancia, tipo y alimentación de los vacunos. Este volumen es acorde
con lo obtenido anteriormente de forma teórica.
Actualmente el porcentaje de desechos almacenado es utilizado como fertilizante dentro del mismo
predio, el cual se mezcla con nitrógeno químico (Figura 5.3) al ser aplicado en las praderas. El nitrógeno
genera un costo para la compañía agrícola ya que debe ser adquirido en el comercio. Son utilizadas 80
toneladas anuales de nitrógeno dentro de las 400 hectáreas pertenecientes a la compañía, con un valor
aproximado de 21 millones de pesos.
35
Figura 5.3 Nitrógeno químico utilizado actualmente para fertilización.
La utilización de purines como fertilizante puede generar diversos problemas medioambientales si no
son utilizados en concentraciones adecuadas, y además su poder fertilizante no es el óptimo debido a la
concentración orgánica, que es menos asimilable para las plantas (Marañon et al, 1998).
Las praderas generan residuos del tipo orgánico, y en la actualidad estos son ensilados (Figura 5.4) y
almacenados para su posterior aprovechamiento como alimento para los vacunos. Anualmente se generan
alrededor de 1.200 toneladas de forraje de pradera, de los cuales 1.000 toneladas son utilizadas para la
alimentación de los vacunos durante todo el año. Las 200 toneladas restantes, no son aprovechadas en la
explotación ganadera, su almacenamiento requiere de transporte, y la utilización de espacios físicos, sin
ningún posterior aprovechamiento.
36
Figura 5.4 Silos de pradera.
Existe además la posibilidad de adquirir 4m3 diarios de suero de queso. Este suero es un
desecho generado en una lechería cercana, ubicada a 1 km aproximadamente del fundo La Paloma. Este suero
es comercializado, y la adquisición de este dependerá del aporte que genere en la producción de biogás.
3. Necesidades energéticas de la explotación ganadera
Las necesidades energéticas de la explotación ganadera están centradas únicamente en la utilización
de energía eléctrica, esta energía es necesaria para el normal funcionamiento de la lechería, tanto para la
ordeña de vacunos como para el almacenamiento de la leche.
En cada recinto de lechería hay diversos equipamientos para el ordeño (Figura 5.5), como las bombas
de vacío, equipos para ordeña, bombas, y un tanque de refrigeración (Figura 5.6) para almacenar el lácteo
extraído. Todos estos equipos generan la demanda de energía eléctrica principal para cada lechería.
37
Diariamente se realizan 2 lavados de los recintos de la lechería, un lavado en la mañana y otro lavado
en la tarde después de cada ordeña, en estos lavados se utilizan 360 litros de agua en cada lechería. Estos
lavados se realizan con agua a elevadas temperaturas, 75°C aproximadamente, para hacer más eficiente el
lavado.
El agua de lavado se almacena en tanques de calor a 75°C, por lo que es necesario elevar el agua en
60°C. Esto actualmente se realiza a través de los tanques de calor utilizando energía eléctrica.
Considerando todo lo mencionado anteriormente, la demanda de energía eléctrica mensual es de
14.500 kWh para cada reciento en el invierno, y de 10.500 kWh para cada reciento en el verano sumando un
total de 29.000 KWh mensual en invierno, y 21.000 KWh mensual en verano por cada recinto.
Para la empresa distribuidora de energía eléctrica Saesa en la Región de Los Ríos y tarifas AT 3
respectivo para la comuna Máfil (Saesa 11), con la potencia máxima facturada en cada período. Este gasto
energético finalmente se traduce en un gasto económico mensual de $1.100.000 pesos por cada lechería, así
sumando un total de $2.200.000.
Figura 5.5 Equipos de ordeña.
38
Figura 5.6 Estanque de frío.
4. Análisis comparativo de la solución nacional e internacional.
4.1. Solución Nacional. Kaiser Energía
La Empresa nacional Kaiser Energía, ubicada en la ciudad de Santiago, realizó una cotización de una
planta de biogás para la cogeneración de energía utilizando los desechos generados por la explotación
ganadera. Esta cotización fue realizada considerando las siguientes características de la planta, entregadas por
Kaiser Energía, teniendo en cuenta las características de la explotación ganadera:
- Reactor de mezcla completa, estanque de hormigón armado con cubierta de membrana
elástica.
- No se considera un pre-tratamiento para el sustrato
- Desulfuración biológica.
- Deshumidificación por sistema de enfriamiento y condensación.
- Motor de cogeneración.
39
En la tabla 5.1 se muestra un resumen de las cantidades de desechos generados a utilizar, y además se
expone la producción de metano y energía bruta correspondiente a estos.
Tabla 5.1 Energía estimada Kaiser Energía.
Volumen
(m3/día)
Producción metano
(m3/día)
Energía bruta (KWh/año)
Purín de vacuno 24 370 1.325.238
Suero de queso 4 73 262.251
Silo de pradera 0,55 36 130.708
TOTAL 29 479 1.718.197
Fuente: Kaiser Energía (2014).
Con un porcentaje de metano de 55%, la producción diaria de biogás en la planta sería de 878 m3.
La energía bruta total disponible para cogeneración es aproximadamente de 1,7 gigawatts-hora al año
(GWh/año).
a) Inversión
La inversión inicial para la planta de biogás fue estimada por Kaiser Energía. Considerando la
tecnología mencionada anteriormente, con un reactor de mezcla completa de 1.199 m3, un motor de
cogeneración de 89 kW, y la energía necesaria para la puesta en marcha de la planta será considerada de forma
aproximada como la demanda energética de un mes. El gasto de la puesta en marcha se considerará de
$2.200.000.
La inversión es de US$ 443.297 dólares, $244.256.714 pesos, y considerando el costo de la puesta en marcha
se tendría una inversión total de $246.456.714 pesos.
Los costos de operación y mantención estimados para la planta por Kaiser Energía son de $6.631.816
pesos anuales.
40
b) Generación de energía
Teniendo presentes los 1,7 millones de kWh/año de energía disponible, se utilizará un motor
cogenerador de 100 kW para la estimación de generación de energía. Este motor posee una eficiencia eléctrica
de 38% y una eficiencia térmica de 40%, teniendo así una eficiencia total del motor de 78%.
Con esto se tiene una producción de energía eléctrica de 652.915 kWh/año y una producción de
energía térmica de 687.279 kWh/año. Si además consideramos la energía de autoconsumo necesaria para el
funcionamiento de la planta de biogás: 10% de la energía eléctrica para el agitador del digestor, bombas,
motor de cogeneración, etc., y 50% de la energía térmica para mantener una temperatura óptima de digestión
en el digestor, se tienen las siguientes cantidades de energía anual (tabla 5.2):
Tabla 5.2 Energía disponible anual.
Energía eléctrica (disponible) 587.623 kWh/año
Energía térmica (disponible) 343.639 kWh/año
Energía total (disponible) 931.263 kWh/año
Fuente: Kaiser Energía (2014).
c) Generación de digestato
La cantidad de digestato generado como residuo de la digestión anaerobia, es similar al utilizado de
sustrato para la generación de biogás. De esta forma se tendría el mismo volumen de 29 m3 de sustrato, pero
ahora con una menor concentración de masa producto de la digestión.
4.2 Solución Internacional TEICAN Medioambiental S.L.
La Empresa Española TEICAN Medioambiental S.L., ubicada en la Comunidad Autónoma de Cantabria
(España), realizó una cotización de una planta de biogás para la cogeneración de energía utilizando los
41
desechos generados por la explotación ganadera. Esta cotización fue realizada considerando las siguientes
características de la planta, entregadas por TEICAN, teniendo en cuenta las características de la explotación
ganadera:
- Tanques de almacenamiento para el sustrato.
- 2 digestores de hormigón armado con cúpula flexible
- Desulfuración biológica.
- Deshumidificación por sistema de enfriamiento y condensación.
- Motor de cogeneración.
- Antorcha de emergencia.
- Balsa de hormigón para almacenamiento del digestato.
- Centro de control y laboratorio
- Elementos de transporte
En la tabla 5.3 se muestra un resumen de las cantidades de desechos generados a utilizar, y además se
expone la producción de biogás y energía bruta correspondiente con un potencial calorífico inferior del
biogás (PCI) de 6,14 KWh/m3.
Tabla 5.3 Energía estimada TEICAN.
Cantidad
(Tm/año)
Biogás
(m3/año) Energía bruta (KWh/año)
Purín de vacuno 8760 219.000 1.344.660
Suero de queso 1460 35.040 215.145
Silo de pradera 200 22.200 136.308
TOTAL 10420 276.240 1.696.113
Fuente: TEICAN Medioambiental S.L. (2014).
Con un porcentaje de metano de 61%, la producción diaria de biogás en la planta sería de 757 m3.
42
a) Inversión
La inversión inicial para la planta de biogás fue estimada por TEICAN, considerando la tecnología
mencionada anteriormente, con dos reactores de 450 m3 cada uno, un motor de cogeneración de 100 kW, y la
energía necesaria para la puesta en marcha de la planta será considerada de forma aproximada como la
demanda energética de un mes. El gasto de la puesta en marcha se considerará de $2.200.000.
La inversión es de €$ 525.00, considerando un valor del euro de $774,97 dado por el banco central,
tendríamos una inversión de $406.859.250 pesos, y considerando el costo de la puesta en marcha se tendría
una inversión total de $409.059.250 pesos.
Los costos de operación y mantención estimados para la planta por TEICAN son de $5.095.428 pesos
anuales.
b) Generación de energía
Teniendo presentes los 1,69 millones de kWh/año de energía disponible, se utilizará un motor
cogenerador de 100 kW para la estimación de generación de energía. Este motor posee una eficiencia eléctrica
de 32% y una eficiencia térmica de 39% aproximada, teniendo así una eficiencia total del motor de 71%.
Con esto se tiene una producción de energía eléctrica de 547.198 kWh/año y una producción de
energía térmica de 656.637 kWh/año. Si además consideramos la energía de autoconsumo necesaria para el
funcionamiento de la planta de biogás 5% de la energía eléctrica para el agitador del digestor, bombas, motor
de cogeneración, etc., y 40% de la energía térmica para mantener una temperatura óptima de digestión en el
digestor, se tienen las siguientes cantidades de energía anual (tabla 5.4):
43
Tabla 5.4 Energía disponible anual.
Energía eléctrica (disponible) 519.383 kWh/año
Energía térmica (disponible) 393.982 kWh/año
Energía total (disponible) 913.365 kWh/año
Fuente: TEICAN Medioambiental S.L. (2014).
c) Generación de digestato
La cantidad de digestato generado como residuo de la digestión anaerobia, es similar al utilizado de
sustrato para la generación de biogás. De esta forma se tendría el mismo volumen de 29 m3 de sustrato, pero
ahora con una menor concentración de masa producto de la digestión.
En la figura 5.7 se muestra un gráfico comparativo de la inversión inicial de las dos soluciones, Kaiser
Energía $246.456.714 pesos, y TEICAN Medioambiental S.L. $409.059.250 pesos. Además se muestran los
costos de operación y mantención estimados para las dos soluciones, Kaiser Energía $6.631.816 pesos, y
TEICAN Medioambiental S.L. $5.095.428 pesos.
Figura 5.7 Inversión inicial y costos de operación y mantención anual.
44
5. Análisis de los costos de generación de energía de la planta de biogás.
La demanda de energía para un normal funcionamiento de la planta no significaría un costo a lo largo
de su vida útil, ya que esta puede ser energéticamente autosuficiente, utilizando parte de su energía generada.
5.1 Análisis Kaiser Energía
La energía eléctrica es necesaria para el funcionamiento de mezcladores, bombas, el motor de
cogeneración. La demanda de energía eléctrica es de 65.292 kWh/año, lo que representa un 10% de la energía
eléctrica generada por la planta.
La energía térmica es necesaria para regular la temperatura de la totalidad del sustrato en el digestor.
La demanda de energía térmica es de 343.640 kWh/año, lo que representa un 50% dela energía térmica
generada por la planta.
Sin embargo al momento de poner en marcha la planta, se necesitará suministrar el total de la energía
necesaria hasta que la planta sea capaz de producir energía suficiente para su total funcionamiento. Será
necesario un total de 180 kWh/día de energía eléctrica aproximado, y 950 kWh/día de energía térmica
aproximado. Este costo está considerado en la inversión inicial.
5.2 Análisis TEICAN Medioambiental S.L.
Del mismo modo que para la primera solución, la energía eléctrica es necesaria para el
funcionamiento de mezcladores, bombas, el motor de cogeneración. La demanda de energía eléctrica es de
27.815 kWh/año, lo que representa un 5% de la energía eléctrica generada por la planta.
La energía térmica es necesaria para regular la temperatura de la totalidad del sustrato en el digestor.
La demanda de energía térmica es de 262.655kWh/año, lo que representa un 40% de la energía térmica
generada por la planta.
Igualmente, al momento de poner en marcha la planta, se necesitará suministrar el total de la energía
necesaria hasta que la planta sea capaz de producir energía suficiente para su total funcionamiento. Será
necesario un total de 77 kWh/día de energía eléctrica aproximado, y 720 kWh/día de energía térmica
aproximado. Este costo está considerado en la inversión inicial.
45
6. Análisis de la utilización y comercialización de la energía generada
a) Energía eléctrica generada
Del total de la energía eléctrica generada por la planta, y posterior a la utilización de la demanda
eléctrica de la planta, se tendrían 587.623 kWh/año (Kaiser Energía) y 519.383 kWh/año (TEICAN).
Este excedente de energía puede ser utilizado para generar y aporte económico para la compañía
agrícola. Se revisarán 2 posibles opciones de utilización de esta energía:
1. Comercializar la totalidad de la energía eléctrica producida para generar utilidades para la compañía.
2. Utilizarla energía eléctrica necesaria para cubrir la demanda energética de las dos lecherías y
comercializar la energía sobrante disponible.
Si utilizamos la energía eléctrica generada en su totalidad para la comercialización, según la primera de
estas opciones, y considerando un precio de venta de la energía eléctrica de 77 $/KWh (Kaiser Energía, Anexo
3), se tendría:
- Kaiser energía: 45.246.971 $/año, equivalente a $3.770.581 de ingreso mensual.
- TEICAN: 39.992.491 $/año, equivalente a $3.332.707 de ingreso mensual.
Considerando el total de energía disponible anual, y llevándola a una disponibilidad mensual, se tendrían
48.968 KWh/mes (Kaiser Energía), y 43.282 KWh/mes (TEICAN). De esta energía si se utilizan 25.000 KWh para
la demanda eléctrica mensual de las lecherías ahorrando $2.200.000 pesos, y el excedente de energía podría
ser utilizado para la comercialización, considerando esto se tendría:
- Kaiser energía: $1.845.536 por venta de energía, y $2.200.000 en ahorro de energía en la
lechería. Con esto se tendrían $4.045.536 de ingreso mensual (Figura 5.9).
- TEICAN: $1.407.714 por venta de energía, y $2.200.000 en ahorro de energía en la lechería.
Con esto se tendrían $3.607.714 de ingreso mensual (Figura 5.9).
46
Considerando lo anteriormente mencionado, la segunda opción de utilización de la energía eléctrica
tanto para cubrir la demanda eléctrica de las lecherías, como para su comercialización sería la mejor y con
mayores beneficios económicos tanto para la solución nacional como para la internacional.
Figura 5.8 Ingreso mensual por generación de energía eléctrica.
b) Energía térmica generada
Como se mencionó anteriormente, parte de la energía térmica generada será destinada para la
calefacción del sustrato dentro del digestor, pero de esto se tiene un excedente de 343.639 KWh/año (Kaiser
Energía), y 393.982 KWh/año (TEICAN).
Esta energía puede ser utilizada en las aguas de lavado de la sala de ordeña. Sabiendo que el calor
específico del agua es aproximadamente 1 [
], se necesitarían 720.000 [
] para los 720 litros necesarios
de agua, equivalentes a 0,837 [
]. Sabiendo esto se puede determinar que son necesarios 306 KWh/año
para las aguas de lavado de ambas lecherías.
47
La utilización de la energía térmica para cubrir parte de esta demanda energética, puede generar un
ahorro de energía eléctrica que actualmente se utiliza para elevar la temperatura del agua. Sin embargo no fue
posible cuantificar el ahorro, debido a la falta de información del gasto energético puntual de la tecnología
utilizada en la lechería.
El excedente de la energía térmica puede ser utilizado para la calefacción de las lecherías, y para la
calefacción de las casas dentro de los predios, además para calentar agua.
Este excedente también puede ser comercializado a terceros. Esta energía térmica puede ser
comercializada a 38 $/KWh (Kaiser Energía, Anexo 3) generando un ingreso supuesto por la venta total de la
energía excedente (Figura 6.10).
- Kaiser energía: 343.333 KWh/año de energía térmica disponible, generando un ingreso
mensual de $1.087.221 pesos.
- TEICAN: 393.676 KWh/año de energía térmica disponible, generando un ingreso mensual de
$1.246.641 pesos.
Figura 5.9 Ingreso mensual por generación de energía térmica.
48
7. Análisis de la utilización y comercialización del digestato.
Como plantea Frischmann (2012), el volumen del digestato depende directamente del volumen de
materia orgánica utilizado para la digestión, el cual es aproximadamente el mismo como digestato, sin
embargo la masa será un 15% menor a la masa previa a la digestión.
Considerando esto, con los 29 m3 de sustrato utilizado para la digestión se obtendrá el mismo volumen
en digestato. El digestato líquido resultante, tiene una concentración aproximada de 5% de materia seca, y
podrá ser utilizado directamente como fertilizante en las praderas, o podrá ser almacenado durante 10 días sin
un tratamiento previo. El digestato posee una concentración de nitrógeno de 3,1 kg por m3 de digestato (Kg
N/m3).
La concentración de fertilizante químico por hectárea utilizada por la compañía agrícola Campo Verde es
de 180 kg nitrógeno por hectárea (Kg N/ha) al año. Teniendo en cuenta las concentraciones de fertilizante
utilizadas, para las 150 hectáreas destinadas a las lecherías sería necesario un total de 27 toneladas de
nitrógeno al año (Ton N/año).
Al tener un flujo de 29 m3 de sustrato diario, se tendrá un flujo aproximado de 29 m3 diarios de digestato.
Este flujo diario se traduce en un flujo anual de 10.585 m3 de digestato, y considerando su concentración de
nitrógeno se tendrían 32.813 kg de nitrógeno al año para ser utilizado como fertilizante.
Con este flujo de digestato y su respectiva concentración, sería posible fertilizar las 150 hectáreas de la
compañía, y se tendría un excedente de 1.875 m3 de digestato al año. El uso del digestato como fertilizante
puede sustituir el uso de fertilizantes minerales, por lo que esto generaría un ahorro en la compra del
Nitrógeno para uso como fertilizante. El total de las 27 toneladas nitrógeno mineral no sería necesario, con un
valor de $7.087.500 aproximado, por lo que se ahorraría este gasto en su totalidad.
En Chile no existe una legislación referente a la comercialización del digestato, por lo que el digestato no
utilizado dentro de las 150 hectáreas de la lechería, no podría ser comercializado. (Revista electricidad, 2013).
49
Como planteó Felipe Kaiser, Director ejecutivo/CEO de Kaiser Energía, actualmente en Chile existe una
norma de compost y lodos, pero hay un vacío legal en el tema referente al digestato. Se está tratando de
homologar la ley Alemana en Chile para el uso y comercialización del digestato como fertilizante, si se logra
esto se podría comercializar muy bien el biogás para generar otro aporte económico a través del digestato.
Los 1.875 m3 anuales de digestato excedente podrían ser utilizados dentro de la misma compañía agrícola
como fertilizante para cultivos, de esta forma se lograría disminuir un poco el gasto de la compañía en
fertilizantes minerales.
El análisis de utilización y comercialización del digestato fue realizado para Kaiser Energía y para TEICAN,
ya que los flujos de digestato son considerados iguales para ambos.
50
8. Evaluación económica de la implementación de la planta de biogás
Para la implementación y puesta en marcha de la planta de biogás se necesita una gran inversión
inicial, por lo que es necesario realizar un análisis económico que justifique esta gran inversión, el futuro y
viabilidad del proyecto.
8.1 Evaluación económica Kaiser Energía
a) Inversión inicial
Como se dijo anteriormente la inversión inicial donde se incluye toda la tecnología utilizada en la
planta y la energía para la puesta en marcha es de $246.456.714 pesos.
b) Ingresos
1) Ingreso de energía eléctrica
Aquí consideraremos los ingresos anuales equivalentes al ahorro de la demanda actual de
energía eléctrica mensual considerando los 12 meses del año, estimando un promedio entre el gasto
en invierno y en verano. Este ingreso es de $26.400.000 pesos.
Además de esto consideraremos los ingresos de la venta de energía eléctrica del excedente
mensual, llevado a un ingreso anual considerando los 12 meses del año. Este ingreso es de
$22.146.432 pesos.
2) Ingreso de digestato
Aquí consideraremos los ingresos anuales equivalentes al ahorro de las 27 toneladas de
nitrógeno mineral utilizado actualmente para fertilización dentro de las 150 hectáreas de la lechería.
Este ingreso es de $7.087.500 pesos.
c) Costos
Como se mencionó anteriormente los costos anuales de la planta de biogás, que consideran costos
operacionales y costos de mantención anuales, son de $6.631.816 pesos.
51
d) Depreciación
La depreciación constituye un método contable en el cual se cuantifica la disminución del valor de los
activos (planta de biogás) por su uso y deterioro. Se utilizará una depreciación acelerada debido al uso de
este.
Se estimó una vida útil del proyecto de 16 años (SII, Anexo 5), para la planta tiene un valor residual
igual a cero, con esto se supondrá una depreciación lineal de $15.266.045 pesos anual.
e) Resultados
Una vez realizado el flujo de caja (ver Anexo 2) se obtuvieron los indicadores que se muestran en la
tabla 6.5. En esta se incluyen el valor actual neto (VAN), la tasa interna de retorno (TIR) y el periodo de
recuperación de capital o payback.
VAN: Mide los flujos de futuros ingresos y egresos del proyecto para determinar si habrá ganancia.
TIR: Tasa interna de retorno, es la tasa de descuento mayor para la cual un proyecto es rentable.
PAYBACK: Período en el cual es recuperada la inversión inicial del proyecto.
∑
: Período.
: Flujos de caja en cada período.
: Tasa de descuento.
: Inversión inicial.
52
∑
: Período.
: Flujos de caja en cada período.
: Inversión inicial.
: Tasa de descuento para un VAN igual a cero.
Tabla 5.5 Resultado evaluación económica Kaiser Energía.
VAN TIR PAYBACK
$123.218.122 20,5 % 5 años
Se puede observar que ya que el VAN el positivo y el TIR es mayor a la tasa de descuento. Estos
indicadores muestran que este proyecto es rentable.
8.2 Evaluación económica TEICAN MEDIOAMBIENTAL S.L.
a) Inversión inicial
Como se dijo anteriormente la inversión inicial donde se incluye toda la tecnología utilizada en la
planta y la energía para la puesta en marcha es de $409.059.250 pesos.
b) Ingresos
1) Ingreso de energía eléctrica
Aquí consideraremos los ingresos anuales equivalentes al ahorro de la demanda actual de
energía eléctrica mensual considerando los 12 meses del año, estimando un promedio entre el gasto
en invierno y en verano. Este ingreso es de $26.400.000 pesos.
53
Además de esto consideraremos los ingresos de la venta de energía eléctrica del excedente
mensual, llevado a un ingreso anual considerando los 12 meses del año. Este ingreso es de
$16.892.568 pesos.
2) Ingreso de digestato
Aquí consideraremos los ingresos anuales equivalentes al ahorro de las 27 toneladas de
nitrógeno mineral utilizado actualmente para fertilización dentro de las 150 hectáreas de la lechería.
Este ingreso es de $7.087.500 pesos.
c) Costos
Como se mencionó anteriormente los costos anuales de la planta de biogás, que consideran costos
operacionales y costos de mantención anuales, son de $5.095.428 pesos.
d) Depreciación
La depreciación constituye un método contable en el cual se cuantifica la disminución del valor de los
activos (planta de biogás) por su uso y deterioro. Se utilizará una depreciación acelerada debido al uso de
este.
Se estimó una vida útil del proyecto de 16 años (SII, Anexo 5), para la planta tiene un valor residual
igual a cero, con esto se supondrá una depreciación lineal de $25.566.203 pesos anual.
e) Resultados
Una vez realizado el flujo de caja (ver Anexo 2) se obtuvieron los indicadores que se muestran en la
tabla 6.6. En esta se incluyen el valor actual neto (VAN), la tasa interna de retorno (TIR) y el periodo de
recuperación de capital o payback.
54
Tabla 5.6 Resultado evaluación económica TEICAN MEDIOAMBIENTAL S.L.
VAN TIR PAYBACK
$-37.285.071 10,3 % 8 años
Se puede observar que ya que el VAN es negativo y el TIR es menor a la tasa de descuento. Estos
indicadores muestran que este proyecto no es rentable.
En el Anexo 2 se muestran los flujos de caja realizados que llevaron a los resultados expuestos
anteriormente.
Para que la planta de TEICAN fuese rentable, se hizo una evaluación económica para 29 años, para así
obtener un VAN positivo de $185.730 pesos (Figura 5.10), y un TIR de 12%, igual a la tasa de descuento
utilizada. En la figura se muestran el VAN y PAYBACK de KAISER ENERGIA calculados para 16 años y el VAN y
el PAYBACK de TEICAN calculados para 29 años.
Figura 5.10 VAN y PAYBACK.
55
VI. CONCLUSIONES
Este trabajo presentó una evaluación tanto tecnológica como económica sobre la factibilidad de
implementar una planta de biogás a base de desechos de lechería de la compañía agrícola Campo Verde. El
análisis técnico consistió principalmente en la generación, utilización y comercialización de energía con la
tecnología cotizada por las empresas anteriormente mencionadas. El análisis económico consistió en un flujo
de caja con los distintos ingresos y costos relacionados a la planta de biogás.
La implementación de una planta de biogás mostró generar un mejor aprovechamiento del potencial
energético presente en los desechos orgánicos, evitando además la emisión de gases contaminantes como el
CO2 al medio ambiente.
El alto costo de la inversión inicial puede representar un gran inconveniente para la implementación de la
planta de biogás.
Se analizó la cantidad de energía eléctrica necesaria para el normal funcionamiento de la planta de biogás
y la energía eléctrica necesaria para el normal funcionamiento de las lecherías. Esta energía es menor en
contraste con los 652.915 kWh/año de energía eléctrica generada en la planta de biogás, por lo que es posible
la autonomía energética de la lechería.
El estudio económico mostró que la implementación de la planta de biogás cotizada por la empresa
internacional TEICAN MEDIOAMBIENTAL S.L. no es factible. Los valores del valor actual neto y la tasa de
interés de retorno obtenidos muestran que no es rentable. Esto debido a la elevada inversión inicial que
significa su implementación.
El estudio económico mostró que la implementación de la planta de biogás cotizada por la empresa
nacional Kaiser Energía es factible. El flujo de fondos anual fue calculado como $52.692.223, con ingresos
principales de ahorro de energía eléctrica en las lecherías y comercialización de energía eléctrica. El periodo
de recuperación de la inversión inicial es de 5 años, y posterior a esto la empresa comenzaría a generar
utilidades durante los 11 años restantes.
La posibilidad de utilización del digestato como fertilizante en la compañía agrícola Campo Verde generó
un considerable ahorro de nitrógeno químico, sin embargo la falta de legislación para la comercialización del
56
digestato hace que la comercialización de este no sea posible. Como comentó Felipe Kaiser, con la
homologación de la ley Alemana para el digestato, esto podría ser posible.
El costo operacional y de mantención representó solamente el 13% del flujo de fondos anuales,
generándose grandes utilidades para la compañía agrícola Campo Verde.
La utilización de un precio de venta de energía fijo en todos los años considerados, genera un análisis
económico aproximado a la realidad, esto considerando que los precios de venta de energía no varían
fuertemente dentro del periodo estudiado.
La factibilidad económica está relacionada con la posibilidad de acceder al financiamiento del proyecto, y
esto está dado por el tamaño de la empresa. La agrícola Campo Verde está dentro del segmento de las grandes
empresas agrícolas, con ventas anuales superiores a $1.500.000.000 y un patrimonio de más de 1000
hectáreas de suelo. Con esto es posible acceder a un préstamo bancario para cubrir la totalidad de la inversión
inicial.
57
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ANEXO 1
ANEXO 2
KAISER ENERGÍA
PERÍODO (AÑO) 1 2 3 4
Ingresos
Ahorro energía eléctrica $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000
Venta energía eléctrica $ 22.146.432 $ 22.146.432 $ 22.146.432 $ 22.146.432
Venta energía térmica $ 13.046.652 $ 13.046.652 $ 13.046.652 $ 13.046.652
Ahorro fertilizante $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500
Costos
Costos fijos -$ 6.631.816 -$ 6.631.816 -$ 6.631.816 -$ 6.631.816
(-) Depreciación -$ 15.266.045 -$ 15.266.045 -$ 15.266.045 -$ 15.266.045
Utilidad antes del impuesto $ 46.782.723 $ 46.782.723 $ 46.782.723 $ 46.782.723
Impuesto de primera categoría (20%) -$ 9.356.545 -$ 9.356.545 -$ 9.356.545 -$ 9.356.545
Utilidad después del impuesto $ 37.426.179 $ 37.426.179 $ 37.426.179 $ 37.426.179
(+) Depreciación $ 15.266.045 $ 15.266.045 $ 15.266.045 $ 15.266.045
Flujo operacional $ 52.692.223 $ 52.692.223 $ 52.692.223 $ 52.692.223
PERÍODO (AÑO) 5 6 7 8
Ingresos
Ahorro energía eléctrica $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000
Venta energía eléctrica $ 22.146.432 $ 22.146.432 $ 22.146.432 $ 22.146.432
Venta energía térmica $ 13.046.652 $ 13.046.652 $ 13.046.652 $ 13.046.652
Ahorro fertilizante $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500
Costos
Costos fijos -$ 6.631.816 -$ 6.631.816 -$ 6.631.816 -$ 6.631.816
(-) Depreciación -$ 15.266.045 -$ 15.266.045 -$ 15.266.045 -$ 15.266.045
Utilidad antes del impuesto $ 46.782.723 $ 46.782.723 $ 46.782.723 $ 46.782.723
Impuesto de primera categoría (20%) -$ 9.356.545 -$ 9.356.545 -$ 9.356.545 -$ 9.356.545
Utilidad después del impuesto $ 37.426.179 $ 37.426.179 $ 37.426.179 $ 37.426.179
(+) Depreciación $ 15.266.045 $ 15.266.045 $ 15.266.045 $ 15.266.045
Flujo operacional $ 52.692.223 $ 52.692.223 $ 52.692.223 $ 52.692.223
PERÍODO (AÑO) 9 10 11 12
Ingresos
Ahorro energía eléctrica $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000
Venta energía eléctrica $ 22.146.432 $ 22.146.432 $ 22.146.432 $ 22.146.432
Venta energía térmica $ 13.046.652 $ 13.046.652 $ 13.046.652 $ 13.046.652
Ahorro fertilizante $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500
Costos
Costos fijos -$ 6.631.816 -$ 6.631.816 -$ 6.631.816 -$ 6.631.816
(-) Depreciación -$ 15.266.045 -$ 15.266.045 -$ 15.266.045 -$ 15.266.045
Utilidad antes del impuesto $ 46.782.723 $ 46.782.723 $ 46.782.723 $ 46.782.723
Impuesto de primera categoría (20%) -$ 9.356.545 -$ 9.356.545 -$ 9.356.545 -$ 9.356.545
Utilidad después del impuesto $ 37.426.179 $ 37.426.179 $ 37.426.179 $ 37.426.179
(+) Depreciación $ 15.266.045 $ 15.266.045 $ 15.266.045 $ 15.266.045
Flujo operacional $ 52.692.223 $ 52.692.223 $ 52.692.223 $ 52.692.223
PERÍODO (AÑO) 13 14 15 16
Ingresos
Ahorro energía eléctrica $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000
Venta energía eléctrica $ 22.146.432 $ 22.146.432 $ 22.146.432 $ 22.146.432
Venta energía térmica $ 13.046.652 $ 13.046.652 $ 13.046.652 $ 13.046.652
Ahorro fertilizante $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500
Costos
Costos fijos -$ 6.631.816 -$ 6.631.816 -$ 6.631.816 -$ 6.631.816
(-) Depreciación -$ 15.266.045 -$ 15.266.045 -$ 15.266.045 -$ 15.266.045
Utilidad antes del impuesto $ 46.782.723 $ 46.782.723 $ 46.782.723 $ 46.782.723
Impuesto de primera categoría (20%) -$ 9.356.545 -$ 9.356.545 -$ 9.356.545 -$ 9.356.545
Utilidad después del impuesto $ 37.426.179 $ 37.426.179 $ 37.426.179 $ 37.426.179
(+) Depreciación $ 15.266.045 $ 15.266.045 $ 15.266.045 $ 15.266.045
Flujo operacional $ 52.692.223 $ 52.692.223 $ 52.692.223 $ 52.692.223
TEICAN MEDIOAMBIENTAL S.L.
PERÍODO (AÑO) 1 2 3 4
Ingresos
Ahorro energía eléctrica $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000
Venta energía eléctrica $ 16.892.568 $ 16.892.568 $ 16.892.568 $ 16.892.568
Venta energía térmica $ 14.959.692 $ 14.959.692 $ 14.959.692 $ 14.959.692
Ahorro fertilizante $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500
Costos
Costos fijos -$ 5.095.428 -$ 5.095.428 -$ 5.095.428 -$ 5.095.428
(-) Depreciación -$ 25.566.203 -$ 25.566.203 -$ 25.566.203 -$ 25.566.203
Utilidad antes del impuesto $ 34.678.129 $ 34.678.129 $ 34.678.129 $ 34.678.129
Impuesto de primera categoría (20%) -$ 6.935.626 -$ 6.935.626 -$ 6.935.626 -$ 6.935.626
Utilidad después del impuesto $ 27.742.503 $ 27.742.503 $ 27.742.503 $ 27.742.503
(+) Depreciación $ 25.566.203 $ 25.566.203 $ 25.566.203 $ 25.566.203
Flujo operacional $ 53.308.706 $ 53.308.706 $ 53.308.706 $ 53.308.706
PERÍODO (AÑO) 5 6 7 8
Ingresos
Ahorro energía eléctrica $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000
Venta energía eléctrica $ 16.892.568 $ 16.892.568 $ 16.892.568 $ 16.892.568
Venta energía térmica $ 14.959.692 $ 14.959.692 $ 14.959.692 $ 14.959.692
Ahorro fertilizante $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500
Costos
Costos fijos -$ 5.095.428 -$ 5.095.428 -$ 5.095.428 -$ 5.095.428
(-) Depreciación -$ 25.566.203 -$ 25.566.203 -$ 25.566.203 -$ 25.566.203
Utilidad antes del impuesto $ 34.678.129 $ 34.678.129 $ 34.678.129 $ 34.678.129
Impuesto de primera categoría (20%) -$ 6.935.626 -$ 6.935.626 -$ 6.935.626 -$ 6.935.626
Utilidad después del impuesto $ 27.742.503 $ 27.742.503 $ 27.742.503 $ 27.742.503
(+) Depreciación $ 25.566.203 $ 25.566.203 $ 25.566.203 $ 25.566.203
Flujo operacional $ 53.308.706 $ 53.308.706 $ 53.308.706 $ 53.308.706
PERÍODO (AÑO) 9 10 11 12
Ingresos
Ahorro energía eléctrica $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000
Venta energía eléctrica $ 16.892.568 $ 16.892.568 $ 16.892.568 $ 16.892.568
Venta energía térmica $ 14.959.692 $ 14.959.692 $ 14.959.692 $ 14.959.692
Ahorro fertilizante $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500
Costos
Costos fijos -$ 5.095.428 -$ 5.095.428 -$ 5.095.428 -$ 5.095.428
(-) Depreciación -$ 25.566.203 -$ 25.566.203 -$ 25.566.203 -$ 25.566.203
Utilidad antes del impuesto $ 34.678.129 $ 34.678.129 $ 34.678.129 $ 34.678.129
Impuesto de primera categoría (20%) -$ 6.935.626 -$ 6.935.626 -$ 6.935.626 -$ 6.935.626
Utilidad después del impuesto $ 27.742.503 $ 27.742.503 $ 27.742.503 $ 27.742.503
(+) Depreciación $ 25.566.203 $ 25.566.203 $ 25.566.203 $ 25.566.203
Flujo operacional $ 53.308.706 $ 53.308.706 $ 53.308.706 $ 53.308.706
PERÍODO (AÑO) 13 14 15 16
Ingresos
Ahorro energía eléctrica $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000 $ 26.400.000
Venta energía eléctrica $ 16.892.568 $ 16.892.568 $ 16.892.568 $ 16.892.568
Venta energía térmica $ 14.959.692 $ 14.959.692 $ 14.959.692 $ 14.959.692
Ahorro fertilizante $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500 $ 7.087.500
Costos
Costos fijos -$ 5.095.428 -$ 5.095.428 -$ 5.095.428 -$ 5.095.428
(-) Depreciación -$ 25.566.203 -$ 25.566.203 -$ 25.566.203 -$ 25.566.203
Utilidad antes del impuesto $ 34.678.129 $ 34.678.129 $ 34.678.129 $ 34.678.129
Impuesto de primera categoría (20%) -$ 6.935.626 -$ 6.935.626 -$ 6.935.626 -$ 6.935.626
Utilidad después del impuesto $ 27.742.503 $ 27.742.503 $ 27.742.503 $ 27.742.503
(+) Depreciación $ 25.566.203 $ 25.566.203 $ 25.566.203 $ 25.566.203
Flujo operacional $ 53.308.706 $ 53.308.706 $ 53.308.706 $ 53.308.706
ANEXO 3
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PERFIL DE PROYECTO
Planta de Biogás
1. INTRODUCCIÓN
El Sr Roberto Cofré solicitó a Kaiser Energía analizar y evaluar de manera preliminar (a nivel de perfil) un proyecto de biogás para generación eléctrica y/o térmica u otros usos potenciales del biogás, mediante el aprovechamiento de residuos orgánicos. Por este motivo, el presente perfil considera una evaluación preliminar y general para la implementación de una Planta de Biogás alimentada con subproductos y residuos sólidos y líquidos generados en la empresa, identificados como purines de lechería, suero y silo de pradera.
Con la información entregada por la empresa, Kaiser Energía estima de manera general el potencial de generación de energía, capacidad Planta Biogás, inversión, costos e ingresos del proyecto de Biogás.
2. BASE DE DATOS – INFORMACIÓN
2.1 Consumos de energía eléctrica y/o combustibles
No se reporta o informa consumos
2.2 Detalle de animales
No se reporta o informa
2.3 Residuos sólidos (RISes) y líquidos (RILes)
De acuerdo a lo indicado la generación de purines de vacuno por día es de 24 m3, con un 90% de humedad. Adicionalmente, se informa que tienen una producción día de suero de 4 m3. También se establece la disponibilidad de 200 toneladas anuales de silo de pradera
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3. ESTIMACIÓN PRODUCCIÓN DE METANO
Utilizando la información indicada en punto anterior y por consideraciones realizadas por Kaiser Energía, se puede estimar de manera preliminar, la generación total de metano para el proyecto de biogás.
Tabla. 1. Producción de energía estimada por KAISER ENERGÍA
VOLUMEN (m3/día)
PRODUCCIÓN METANO (m3/dia)
ENERGÍA BRUTA
(KWh/año)
Purín 24 370 1.325.238
Suero 4 73 262.251
Silo pradera 0,55 36 130.708
TOTAL 29 479 1.718.197
Considerando un porcentaje de metano del 55%, la producción diaria de biogás total sería de aproximadamente 878 m3. La energía bruta total disponible para sustitución de GLP o generación de energía eléctrica es de aproximadamente 1,7 millones de Kwh/año. 4. PLANTA BIOGÁS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA
En base a lo expuesto en el punto anterior se evaluó el uso del biogás producido con los residuos orgánicos para la generación eléctrica.
4.1 Generación y venta de Energía Eléctrica
La evaluación preliminar de este escenario para la comercialización de energía eléctrica y térmica considera:
Que la energía eléctrica generada por el proyecto Planta de Biogás, será inyección de energía eléctrica del sistema interconectado central (SIC).
Que la energía térmica generada por el proyecto se utilizará para la calefacción de la Planta de Biogás y no se evalúa la posibilidad de venta a terceros del excedente.
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El perfil se basa en un escenario conservador, por lo tanto si se decidiera a hacer estudios complementarios, se podría buscar las mejores opciones para disminuir la inversión y mejorar rentabilidad.
Según la eficiencia de un motor cogenerador de tamaño de 100 kW, la eficiencia eléctrica utilizada para el ejercicio fue de un 38% y la eficiencia térmica de un 40%.
Tabla. 2. Producción de energía eléctrica y térmica estimado por KAISER ENERGÍA.
Generación eléctrica bruta 652.915 KWh/año
Generación térmica bruta 687.279 KWh/año
Generación total bruta 1.340.194 KWh/año
Tabla. 3. Energía eléctrica y térmica disponible para venta estimado por KAISER ENERGÍA (restado el autoconsumo de la planta).
Generación eléctrica (Venta) 587.623 KWh/año
Generación térmica (Venta) 343.639 KWh/año
Generación neta total 931.263 KWh/año
Por lo anterior, en tabla siguiente, se señala un resumen del proyecto bajo este escenario, donde se muestra el tamaño de planta, inversión estimada e indicadores económicos de rentabilidad.
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Tabla. 3. Resumen proyecto biogás estimado por KAISER ENERGÍA.
Tamaño Planta 1.199 m3
Potencia Eléctrica
Instalada 89 KW
Inversión estimada 244.256.714 $
Inversión estimada 443.297 US$
Flujo de Caja 37.380.540 $/año
Costo Operación 6.631.816 $/año
Tasa de descuento 12 %
Pay Back 7 años
VAN 16.434.654 $
TIR 13,2 %
Horizonte Proyecto 16 años
Precio Energía Eléctrica
(SIC)77 $/KWh
Precio Energía Térmica
(Terceros)38 $/KWh
RESUMEN PROYECTO
Como resultado y por las consideraciones anteriores, se estima un VAN de $ 16.434.654, una TIR de un 13,2% y un Payback de alrededor de 7 años para un horizonte de proyecto de 16 años.
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5. CONCLUSIONES
A partir de la información general proporcionada por el Cliente se realizó un perfil en el cual se estima de manera general y preliminar el potencial de metanización del sustrato, el tamaño de Planta de Biogás, generación total de energía a partir de biogás, potencial eléctrica instalada, e indicadores económicos generales (Inversión, VAN, TIR, PAYBACK).
El presente documento constituye un perfil y para tener una estimación más precisa
sobre el potencial de metanización y energético de los residuos orgánicos y el modelo
de negocio aplicable al proyecto, se requiere un análisis puntual a través del desarrollo
de un estudio de prefactibilidad técnico y económico (Ingeniería Conceptual)
Debido a lo anterior y a los indicadores económicos de un proyecto de estas características, el estudio de prefactibilidad permitirá analizar más detalladamente el potencial energético y de metanización, las alternativas de construcción, niveles de inversión según alternativas de construcción, modelos de utilización de biogás y evaluación económica.
Dr. Felipe Kaiser Director Ejecutivo
ANEXO 4
- CHILE -
ESTUDIO ECONÓMICO
Salida Nº 195 Autovía A-67, Bº Rubó s/n.
CP 39478 Boo de Piélagos (Cantabria)
Tlf: 942 58 65 02 / 03
Web: www.teican.com
RUBÉN DIEGO CARRERA
Email: [email protected]
TEICAN MEDIOAMBIENTAL S.L.
Fecha:
Realizado por:
23/04/2014
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
2
1. ANTECEDENTES La digestión anaerobia es un proceso biológico por el cual se degrada la materia orgánica sin
presencia de oxígeno (condiciones anaerobias), y se forma metano (CH4) y dióxido de carbono
(CO2) como principales componentes del biogás.
Desde el punto de vista medioambiental, la digestión anaeróbica contribuye a la disminución de
gases de efecto invernadero, primero porque se capta el biogás producido (rico en metano) y se
evita su emisión a la atmósfera y, segundo porque al utilizarse como combustible, sustituye y
disminuye el uso de los de origen fósil.
Las fuentes de residuos o subproductos agroindustriales biodegradables que se emplean en la
biodigestión son:
Residuos ganaderos: purines, estiércoles.
Residuos industriales: pulpa, sueros, lodos, cáscaras, restos de matadero, etc.
Residuos agrícolas: restos de cosechas, cultivos energéticos, etc.
La codigestión de residuos ganaderos y residuos orgánicos, en sistemas de mezcla completa, es
una metodología exitosa en que la principal ventaja está en aprovechar la sinergia de las
mezclas y compensar carencias de cada uno de los substratos por separado. El biogás
producido es valorizado y el resultado final es energía eléctrica y térmica de origen renovable.
Los residuos ganaderos pueden ser una buena base para la codigestión porque, generalmente,
presentan un contenido de agua más alto que la mayoría de residuos industriales, una mayor
alcalinidad y una amplia variedad de nutrientes necesarios para el crecimiento de los
microorganismos anaerobios.
Como resumen, los principales beneficios de la digestión anaeróbica de residuos
agroindustriales son:
Producción de energía y cambio de percepción de residuos a recurso renovable.
Contribución al desarrollo rural dando solución a un problema latente, diversificación de
ingresos y generación de puestos de trabajo.
Reducción de patógenos, malas olores, emisiones de GEI e impacto ambiental.
Las plantas de biogás son un instrumento ideal que permite aunar la gestión correcta de residuos
ganaderos con la producción de energía renovable, contribuyendo a la vez al suministro
energético diversificado.
A continuación se realiza un estudio económico para determinar la viabilidad de la construcción y
explotación de una planta de biogás agroganadero, considerando el régimen tarifario de Chile.
Se ha realizado la equivalencia monetaria a euros considerando que 1 peso chileno =
0,00130100747 euros. El precio de la planta de biogás, préstamo bancario, intereses e
impuestos, son los vigentes en España.
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
3
2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
2.1. DATOS DE PARTIDA
Se trata de un proyecto vinculado a una explotación ganadera de 600 UGM de tipo Holstein
Friesian, destinadas a la explotación lechera intensiva, suministrando la producción láctea a
COLUN.
Dentro del régimen habitual de explotación, las vacas pasan unas 7 h/días estabuladas,
generando residuos que son susceptibles de aprovechamiento en la planta de biogás. El residuo
diario disponible es de 24 m3/día, que hace un total de aproximadamente 8.760 t/año de
purines.
También existen otros potenciales cosustratos orgánicos en la zona, susceptibles de ser
valorizados en el proceso de digestión anaeróbica de la plata de biogás que se proyecta. Estos
sustratos son:
- Lactosueros: Existe una industria de transformación láctea en la zona de influencia de la
ganadería, con un potencial de generación de unos 4 m3/día de residuo de lechada. Al
año se estima una producción disponible para la planta de 1.460 t/año de suero lácteo.
- Ensilado de pradería: La explotación ganadera cuenta con un excedente de unas 200
t/año de ensilado de pradería.
Se prevé un tratamiento anaeróbico en régimen mesofílico, con una planta diseñada para poder
ser utilizada en un futuro en régimen termofílico y aumentar así la generación de energía
eléctrica. Al final del proceso se considera la redistribución del digerido como fertilizante agrícola,
tanto líquido (85%) como sólido (15%).
La producción térmica proveniente de la cogeneración se utilizará principalmente en el
calentamiento de los digestores y no se prevé, para estar del lado de la seguridad, ningún
ingreso por las ventas del excedente térmico, a pesar de ser posible su venta futura.
2.2. JUSTIFICACIÓN URBANÍSTICA Y LOCALIZACIÓN La planta de tratamiento considerada en el presente proyecto ocupa una superficie aproximada
de 0,5 Ha (puede ajustarse el diseño a una superficie menor).
La instalación se implantará lo más cerca posible de las fuentes de producción de residuos
ganaderos, en la medida de lo posible lo suficientemente cerca del depósito de purines de la
ganadería, con el objetivo de posibilitar el bombeo directo del residuo con frecuencia diaria.
Por otro lado habrá que tener en cuenta la cercanía a las redes de servicios urbanos,
especialmente de abastecimiento eléctrico y de agua potable.
Finalmente, dado que el proceso de co-generación eléctrica dará lugar a una cantidad importante
de calor, es interesante que el emplazamiento permita el aprovechamiento del calor sobrante del
proceso de cogeneración.
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
4
2.3. PROCESO Y CONJUNTOS DEL SISTEMA A continuación se adjunta una figura con el esquema tipo del proceso de funcionamiento de la
planta de biogás:
- Figura 1- Esquema de funcionamiento de la planta de biogás.
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
5
La planta de biogás cuenta con una serie de instalaciones y equipos básicos:
- Recepción de materias primas: Consiste en una serie de tanques de
almacenamiento/recepción, de pequeña capacidad, que generalmente están enterrados.
Están protegidos para evitar los malos olores. En el caso del presente proyecto, existe la
posibilidad de utilizar el tanque de purines como depósito principal de este residuo, al
que habrá que añadir los tanques de otros cosustratos (suero lácteo y ensilado de
pradería).
- Tratamiento previo: Antes de producirse biogás, proceso que tiene lugar dentro de los
digestores anaerobios, se realiza la mezcla en la proporción adecuada de cada una de
las materias primas utilizadas y se acondiciona para su entrada en la fase productiva
propiamente dicha.
- Digestión anaerobia: Se trata de la fase central del proceso, pues es donde se obtiene
el biogás. Se realiza en unos depósitos de hormigón o acero (en este caso se trata de 2
depósitos en serie), llamados digestores o bioreactores. En su interior se produce la
fermentación en ausencia de oxígeno de la materia orgánica, generándose el biogás,
que se almacena en la parte alta del tanque, en donde se suele disponer una cúpula
flexible. De ahí, el biogás es captado y transportado hasta la unidad de cogeneración.
Evidentemente, el digestor es un compartimento totalmente aislado, impidiéndose en
todo momento la salida de biogás a la atmósfera, pues el proceso como se ha citado,
necesariamente debe acontecer en ausencia total de oxígeno, y por otro lado, el biogás
es la materia prima necesaria para genera electricidad, que es el fin último de la planta.
- Unidad de cogeneración: El motor de cogeneración toma el biogás procedente de los
digestores y genera electricidad que es inyectada en la red. Del proceso se desprende
una cantidad de calor, susceptible de ser aprovechada para completar el ciclo de
eficiencia energética de la planta. En este caso concreto se estima la instalación de un
motor de 100 kWe de potencia.
- Almacén de digerido: De los digestores salen dos productos. Por un lado, el biogás,
que es el encargado de generar electricidad. Por otro, un fluido de aspecto similar al
purín de vacuno que se metió en la planta, pero liberado ya del metano que contiene el
biogás, que ya le ha sido extraído. Este producto se suele denominar “digestato” o
“digerido”, y tiene una serie de propiedades que le permiten ser utilizado en el campo
como una enmienda orgánica. Este digerido suele separarse por medio de un filtro
prensa en una fase líquida, susceptible de abonar los campos, y una sólida, con la que
puede hacerse un compost, también con aplicación directa en el campo.
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
6
A continuación se realiza una sucinta descripción de los principales equipos y elementos de la
planta de biogás:
Grupo nº 1. Recepción y Pretratamiento.
Entre sus elementos principales se encuentran:
Báscula: pesaje de camiones y/o sustratos.
Tanque de recepción / mezcla:
Material: hormigón
Nº y tamaño: 1 x 80 m3
y 1 x 20 m3
Equipos: Los tanques contarán con capacidad de mezcla
adecuada.
Conducciones de alimentación biomasa:
Material: plástico o acero (PN10)
Equipos: Valvulería, sensores, etc.
Bombeo estiércol y otros sustratos
Capacidad: Q = 6-12 m3/h.
Grupo nº 2. Digestión anaerobia. Biorreactores.
Entre sus elementos principales se encuentran:
Digestores:
Material: hormigón (in situ o prefabricado) / acero esmaltado
Nº y tamaño: 2 x 400 m3
Dimensiones: Alto: aprox. 3,5 +0,5 metros
Diámetro: aprox. 12 metros
Fondo: Plano
Equipos: Agitadores y recogida del gas mediante cobertores de membrana.
Sensores de nivel; termómetros; válvulas de seguridad, etc.
Grupo nº 3. Manipulación del biogás.
Entre sus elementos principales se encuentran:
Almacenamiento del biogás:
Material: membranas plásticas de doble capa
Presión: depósitos a baja presión
Tamaño: aprox. 1.500 m3
Equipos: Condensadores de agua, caudalímetros y medidores de gases.
Conducciones de gas:
Material: PEHD / acero
Presión: baja presión
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
7
Equipos: Condensadores de agua; válvulas, antorcha de emergencia, etc.
Tratamiento del gas:
Tipo: Proceso de eliminación biológica del SH2. Interior en el digestor.
Grupo nº 4. Generación energética.
Planta de cogeneración:
Motor: 100 kWe
Presión: tanques a baja presión
Grupo nº 5. Post-almacenamiento.
Tanques de almacenamiento:
Material: Balsa de hormigón (sobre terreno o semienterrada)
Nº y tamaño: 1 balsa x 2.000 m3
Para el control y buen funcionamiento del proceso será necesaria la instalación de los conjuntos
6 y 7, centro de control y laboratorio. El centro de control contará de equipos SCADA en los que
se recogerá y procesará en continuo la información que llega de todos los sensores, autómatas y
equipos eléctricos instalados en la planta. El laboratorio dispondrá de modernos equipos que
permitan analizar la composición de los productos tanto a la llegada como a la salida de planta.
Además de lo anterior la planta deberá disponer de equipos de transporte para la recogida de los
residuos y redistribución posterior de los efluentes del proceso.
Elementos de transporte:
Tipo: camión cisterna articulado y tractor con equipo de succión
(En el caso del purín es prescindible si el tanque de purines está anexo a la planta)
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
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3. PRESUPUESTO GLOBAL DE LA PLANTA DE BIOGÁS
A continuación se adjunta el presupuesto general de la inversión (sin impuestos), considerando
la utilización de precios medios en España. Estos números se consideran lo suficientemente
aproximados a lo que sería el coste final de la planta en Chile, si bien son susceptibles de ajuste
a la hora de realizar el proyecto de detalle.
Nº CONCEPTO Presupuesto (€)
PLANTA DE BIOGÁS 0,1 MW
1 ADQUISICIÓN DEL TERRENO 0,00
2 PLANTA DE BIOGÁS SEGÚN PROYECTO
Incluye los siguientes capítulos:
Movimiento de tierras
Recepción de materiales
Digestores.
Bombeo digestores - almacenamiento
Tanques de almacenamiento
Bombeo almacenamiento
Red de tuberías
Urbanización
Cogeneración
Electricidad y control
Partidas alzadas
Incluye Gastos Generales y Beneficio Industrial
TOTAL PLANTA DE BIOGÁS 452.586,00
PRESUPUESTO 452.586,00
8% Ingeniería (proyectos, dirección de obra, estudio de impacto ambiental, etc.)
36.206,88
8% Gestión y varios 36.206,88
PRESUPUESTO GENERAL 525.000 €
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
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4. HIPÓTESIS DE CÁLCULO, PROGRAMA DE PRODUCCIÓN Y BALANCES 4.1. HIPÓTESIS DE CÁLCULO Las hipótesis utilizadas para estimar los rendimientos y para el diseño de la solución están
basadas en los datos recogidos en las distintas plantas de esta tipología repartidas por Europa
en los últimos veinte años.
4.2. PROGRAMA DE PRODUCCIÓN La planta de biogás se ha dimensionado para el tratamiento de 8.760 t/año de purín de ganado
lechero vacuno, 1.460 t/año de sueros lácteos y 200 t/año de ensilado de pradería.
Se considera la alimentación diaria de un total de 28,5 t de mezcla de los anteriores residuos, en
los siguientes porcentajes:
- Purines bovinos: 84,1 %
- Sueros lácteos: 14,0 %
- Ensilado de pradería: 1,9 %.
4.3. PRODUCCIÓN DE BIOGÁS Como biomasa principal se considera el estiércol de vacuno. A efectos de realizar una óptima
explotación del potencial de la planta de biogás, se considera la mezcla de sustratos
(codigestión), con los tipos y % citados con anterioridad.
Desde un punto de vista funcional, el parámetro que interesa calcular por encima de la
producción de biogás es la producción de metano (CH4), que es el que tiene valor desde un
punto de vista del aprovechamiento energético en la unidad de cogeneración.
A efectos de cálculo se estima un biogás con una riqueza del 61% en metano, con un PCI de
6,14 kWh/m3.
A continuación se adjunta una tabla con los datos de entrada, cálculos intermedios y resultados
de producción de la planta de biogás, en donde también se indican varios parámetros básicos de
predimensionamiento de los bioreactores y tanques de recepción.
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
10
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0
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10420,0
26,5
26,4
0,8
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11%
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0%
0,0
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0%
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0,0
0,3
3%
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1º
TRH
2º
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1º
2º
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429
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
11
Considerando una eficiencia media en metano (m3CH4/m
3biogás) del 61%, se genera un total de
757 m3/d de biogás, es decir, 464,77 m
3CH4/d.
A tenor de estos cálculos, la potencia eléctrica máxima disponible es de 70,2 kW, y la potencia
térmica de 105,2 kW. Por estar del lado de la seguridad y en previsión de posible crecimiento del
residuo, se recomienda la instalación de un motor de 100 kWe de potencia instalada.
Se considera que el motor, debido a operaciones de mantenimiento y posibles contratiempos,
funciona un total de 7.800 h/año, de un total de 8.760 h disponibles (90%).
Con estos datos, la generación de energía se estima en 547.197,99 kWh/año.
4.4. PRODUCCIÓN ELÉCTRICA Tal como se ha apuntado, el biogás producido es utilizado en motores de gas. Se asume que los
motores funcionan 24 horas al día y que están fuera de servicio el 10% del tiempo. Se ha
supuesto que la totalidad de la energía eléctrica se vierte a la red. Con lo que queda:
Producción eléctrica: 547 MWh
Además de la producción eléctrica habrá una producción de calor puede estimarse en un 20%
superior a la generación eléctrica, es decir:
Producción de calor: 656 MWh
Parte del calor producido se utilizará para calentar la biomasa que entra a los digestores. Se
asume que la biomasa es bombeada a temperatura ambiente (Tª media aprox. 15ºC) a los
digestores y calentada a la temperatura de proceso de 40 ºC. Los valores medios habituales
indican que el 40% de este calor es utilizado en el propio proceso de calentamiento de los
digestores, es decir, 262 MWh. El resto, 394 MWh quedan como excedente, pudiendo ser
aprovechados para otros fines, e incluso cobrar a un tercero por su utilización.
En este caso se supone el uso de una parte de este calor para dotar de servicio a los 360 l de
agua caliente que se utilizan al día en la limpieza de la sala de ordeño de la ganadería. El resto
podría destinarse, por ejemplo, a abastecer el calor de un invernadero anexo a la explotación o
bien a dotar de calefacción y ACS a una vivienda anexa, si existe esta posibilidad.
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
12
5. ESTUDIO ECONÓMICO 5.1. INGRESOS Los ingresos previstos en la planta provienen por un lado, de la venta de los productos obtenidos
mediante el tratamiento de los residuos, principalmente la electricidad generada a partir del
biogás en la unidad de cogeneración.
No se ha valorado la aportación que podría suponer la venta de otros productos potenciales tales
como el digerido líquido, por entenderse que será de uso por parte de la propia ganadería para el
abonado de sus praderías. Pero sí se considera la posibilidad de hacer compost con la fracción
sólida del digerido y darle una salida comercial.
Tampoco se ha considerado la potencial venta del excedente térmico, también por estar del lado
de la seguridad. Si se considera el aprovechamiento de una pequeña parte del calor para
calentar los 360 l/d de agua para la limpieza de la sala de ordeño.
Se considera una tasa por gestionar los sueros lácteos, debido a que generalmente las
empresas generadoras de lactosuero, han de gestionar adecuadamente estos residuos, aspecto
que lleva asociado un importante coste. Esta tasa es de 5,75 €/t de suero lácteo gestionada en la
planta de biogás, considerando que la propia industria láctea lleva el suero hasta la planta.
5.2. GASTOS DE EXPLOTACIÓN Operar las plantas de biogás supone realizar tareas tan importantes como el aprovisionamiento
de residuos y el mantenimiento de los equipos, con el coste que ello conlleva. Los gastos de
explotación y mantenimiento considerados son los habituales en este tipo de plantas ubicadas en
explotaciones ganaderas:
- Mano de obra. Operario versátil con capacidad para hacer labores básicas de chequeo y
supervisión de la planta.
- Mantenimiento de motores.
- Mantenimiento de la planta.
- Suministro eléctrico (motores, agitadores, bombas, etc.)
- Administración y seguros.
- Imprevistos y varios.
Con los datos de ingresos y gastos recogidos en el presente informe se ha preparado el plan de
negocio que se adjunta a continuación. En el mismo puede comprobarse como la actividad es
generadora de flujos de caja importantes, incluso con las hipótesis conservadoras adoptadas.
Otras hipótesis conservadoras tenidas en cuenta en el plan de negocio anexo vienen ligadas
con el valor de la subida de los precios, que es la siguiente:
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
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Actualización de la venta de energía eléctrica según IPC.
Actualización del canon de residuos según el 50% del IPC.
Actualización de pagos según el IPC.
Cabe destacar que se considera una financiación bancaria del 75% del valor de la inversión
inicial, con un interés de préstamo del 6%, un IPC actual del 4%, así como el valor del impuesto
actual en España (IVA), igual al 21%.
Todas estas hipótesis podrían mejorar en el caso de obtener algún tipo de subvención ayuda
para la realización del proyecto.
El plan de negocio se realiza a 15 años, lo habitual en este tipo de inversiones. Se considera por
tanto que el crédito se devuelve en cuotas anuales durante 15 años, después de transcurridos
los cuales, el beneficio anual de la explotación será notablemente superior.
Estudio económico – Planta de biogás en explotación ganadera (Chile)
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ANEXO
PLAN DE NEGOCIO: FLUJO DE CAJA
INGRESOS Inversión de la planta (€) 525.000,00
% Financiación 75,00%
ELECTRICIDAD: €/kWh kWh
Hipótesis 1-Tarifa 0,10000 547.197,99
Hipótesis 2-Tarifa 547.197,99
Hipótesis 3-Tarifa 547.197,99
horas/año 7.800,00
CALOR: €/kWh kWh €
Venta energía térmica 0,30 6.000,00 1.800,00
CANON GESTIÓN RESIDUOS: €/t t/año €
RESIDUOS GANADEROS BOVINOS 0,00 8.760,00 0,00
RESIDUOS DE LA INDUSTRIA LACTEA 5,75 1.460,00 8.395,00
ENSILADO DE RAYGRASS (hierba) 0,00 200,00 0,00
APROVECHAMIENTO DIGERIDO:
Digerido líquido 0,00 78.000,00 0,00
Digerido sólido 0,40 6.150,00 2.460,00
Otros aprovechamientos 0,00 0,00 0,00
GASTOS
Gastos financieros 10.800,00
Pagos a proveedores de inmovilizado 635.250,00
MANO DE OBRA: nº €/año/empl. €/año
Operario de planta 0,15 18.000,00 2.700,00
LOGÍSTICA: t/año €/t €/año
Recogida de residuos 0,00 0,00 0,00
Redistribución a campo 0,00 0,00 0,00
MANTENIMIENTO: Uds/año €/ud €/año
Electricidad consumo 27.500,00 0,14000 3.850,00
Motor/es 1,00 2.750,00 2.750,00
Planta de biogás 1,00 1.500,00 1.500,00
Edificios/urbanización 1,00 0,00 0,00
Administración 1,00 0,00 0,00
Seguros 1,00 875,00 875,00
Varios 1,00 1.000,00 1.000,00
OTROS GASTOS:
Cuota préstamo 40.732,95
PLAN DE NEGOCIO DE PLANTAS DE BIOGÁS: FLUJO DE CAJA
PLAN DE NEGOCIO PRELIMINAR
ANUALIDAD 2.015 2.016 2.017 2.018 2.019 2.020 2.021 2.022 2.023 2.024 2.025 2.026 2.027 2.028 2.029
Aportación inicial 131.250,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Préstamos recibidos 393.750,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Cobros de facturas de venta de electricidad 66.210,96 68.859,40 71.613,77 74.478,32 77.457,46 80.555,75 83.777,98 87.129,10 90.614,27 94.238,84 98.008,39 101.928,73 106.005,88 110.246,11 114.655,96
Cobros por venta de energía térmica 2.178,00 2.265,12 2.355,72 2.449,95 2.547,95 2.649,87 2.755,86 2.866,10 2.980,74 3.099,97 3.223,97 3.352,93 3.487,05 3.626,53 3.771,59
Residuos Ganaderos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Subproductros Carnicos 8.395,00 8.562,90 8.734,16 8.908,84 9.087,02 9.268,76 9.454,13 9.643,22 9.836,08 10.032,80 10.233,46 10.438,13 10.646,89 10.859,83 11.077,02
Subproductos lacteos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Subproductos pescado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Residuos vegetales 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Cultivos energéticos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Efluentes tratamientos de aguas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Residuos aliemntarios 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Residuos sólidos orgánicos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Otros residuos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Digerido líquido 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Digerido sólido 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Otros aprovechamientos 2.460,00 2.509,20 2.559,38 2.610,57 2.662,78 2.716,04 2.770,36 2.825,77 2.882,28 2.939,93 2.998,73 3.058,70 3.119,87 3.182,27 3.245,92
TOTAL COBROS 604.243,96 82.196,62 85.263,04 88.447,69 91.755,21 95.190,42 98.758,34 102.464,19 106.313,37 110.311,54 114.464,55 118.778,49 123.259,69 127.914,74 132.750,49
Gastos f inancieros 10.800,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Pagos a proveedores de inmovilizado 635.250,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Mano de obra 2.700,00 2.808,00 2.920,32 3.037,13 3.158,62 3.284,96 3.416,36 3.553,02 3.695,14 3.842,94 3.996,66 4.156,53 4.322,79 4.495,70 4.675,53
Pagos logística de transporte de residuos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Pagos Mantenimiento y seguros 12.069,75 12.552,54 13.054,64 13.576,83 14.119,90 14.684,70 15.272,08 15.882,97 16.518,29 17.179,02 17.866,18 18.580,83 19.324,06 20.097,02 20.900,90
Pagos cuotas préstamo 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95 40.732,95
Pagos / (Cobros) por IVA 0,00 -92.851,55 10.470,35 10.889,16 11.324,73 11.777,71 12.248,82 12.738,78 13.248,33 13.778,26 14.329,39 14.902,57 15.498,67 16.118,62 16.763,36
Pagos de Impuesto sobre Sociedades
TOTAL PAGOS SIN IMPUESTOS 701.552,70 -36.758,07 67.178,25 68.236,07 69.336,19 70.480,32 71.670,22 72.907,71 74.194,70 75.533,17 76.925,18 78.372,87 79.878,46 81.444,28 83.072,74
IMPUESTOS 0,00 29.738,67 4.521,20 5.052,91 5.604,75 6.177,52 6.772,03 7.389,12 8.029,67 8.694,59 9.384,84 10.101,41 10.845,31 11.617,61 12.419,44
CASH FLOW (CON IMPUESTOS) -97.308,74 89.216,01 13.563,59 15.158,72 16.814,26 18.532,57 20.316,09 22.167,36 24.089,01 26.083,78 28.154,53 30.304,22 32.535,92 34.852,84 37.258,31
CASH FLOW ACUMULADO -97.308,74 -8.092,73 5.470,86 20.629,58 37.443,84 55.976,41 76.292,51 98.459,86 122.548,87 148.632,65 176.787,18 207.091,39 239.627,31 274.480,16 311.738,47
Previsión de generación de cash flow - Euros
ANEXO 5
NOMINA DE BIENES SEGUN ACTIVIDADES
NUEVA
VIDA UTIL
NORMAL
DEPRECIACION ACELERADA
A.- ACTIVOS GENERICOS
1) Construcciones con estructuras de acero, cubierta y
entrepisos de perfiles acero o losas hormigón armado.
80
26 2) Edificios, casas y otras construcciones, con muros
de ladrillos o de hormigón, con cadenas, pilares y vigas hormigón armado, con o sin losas.
50
16
3) Edificios fábricas de material sólido albañilería de ladrillo, de concreto armado y estructura metálica. 40 13
4) Construcciones de adobe o madera en general. 30 10 5) Galpones de madera o estructura metálica. 20 6 6) Otras construcciones definitivas (ejemplos: caminos,
puentes, túneles, vías férreas, etc.). 20 6 7) Construcciones provisorias. 10 3
8) Instalaciones en general (ejemplos: eléctricas, de oficina,
etc.). 10 3 9) Camiones de uso general. 7 2 10) Camionetas y jeeps. 7 2 11) Automóviles 7 2 12) Microbuses, taxibuses, furgones y similares. 7 2 13) Motos en general. 7 2 14) Remolques, semirremolques y carros de arrastre. 7 2 15) Maquinarias y equipos en general. 15 5 16) Balanzas, hornos microondas, refrigeradores,
conservadoras, vitrinas refrigeradas y cocinas. 9 3 17) Equipos de aire y cámaras de refrigeración. 10 3 18) Herramientas pesadas. 8 2 19) Herramientas livianas. 3 1 20) Letreros camineros y luminosos. 10 3 21) Útiles de oficina (ejemplos: máquina de escribir,
fotocopiadora, etc.). 3 1 22) Muebles y enseres. 7 2 23) Sistemas computacionales, computadores, periféricos, y
similares (ejemplos: cajeros automáticos, cajas registradoras, etc.).
6
2 24) Estanques 10 3 25) Equipos médicos en general. 8 2 26) Equipos de vigilancia y detección y control de incendios,
alarmas. 7 2 27) Envases en general. 6 2 28) Equipo de audio y video. 6 2 29) Material de audio y video. 5 1
B.- INDUSTRIA DE LA CONSTRUCCION
1) Maquinaria destinada a la construcción pesada (Ejemplos: motoniveladoras, traxcavators, bulldozers, tractores, caterpillars, dragas, excavadoras, pavimentadores, chancadoras, betoneras, vibradoras, tecles, torres elevadoras, tolvas, mecanismo de volteo, motores eléctricos, estanques, rodillos, moldes pavimento, etc.).
8
2 2) Bombas, perforadoras, carros remolques, motores a
gasolina, grupos electrógenos, soldadoras. 6 2
C.- INDUSTRIA EXTRACTIVA (MINERIA)
1) Maquinarias y equipos en general destinados a trabajos pesados en minas y plantas beneficiadoras de minerales. 9
3 2) Instalaciones en minas y plantas beneficiadoras de
minerales. 5 1
3) Tranques de relaves. 10 3 4) Túnel – mina. 20 6
D. - EMPRESAS DE TRANSPORTE
TRANSPORTE MARÍTIMO
1) Naves y barcos de carga en general, frigoríficos o graneleros con casco de acero. 18 6
2) Naves con casco de acero. 36 12 3) Naves con casco de madera. 23 7 4) Remolcadores y barcazas con casco de acero. 20 6 5) Remolcadores y barcazas con casco de madera. 15 5 6) Embarcaciones menores en general con casco de acero o
madera. 10 3 7) Porta contenedores, incluidos los buques Roll-On Roll. 16 5 8) Boyas, anclas, cadenas, etc. 10 3 9) Muelles de estructura metálica. 20 6 10) Terminales e instalaciones marítimas. 10 3
TRANSPORTE TERRESTRE
1) Tolvas, mecanismo de volteo. 9 3 2) Carros portacontenedores en general. 7 2
E.- SECTOR ENERGÉTICO
E.1) EMPRESAS ELECTRICAS
1) Equipos de generación y eléctricos utilizados en la generación.
10 3
2) Obras civiles hidráulicas y otros relacionados con la generación.
- Bocatomas, muros de presa. 50 16 - Descargas 30 10
- Túneles, piques, pretiles, evacuaciones, cámaras de carga, tuberías de presión. 20 6
- Canales 18 6 - Sifones, captaciones, estanques y chimeneas de
equilibrio. 10 3 - Desarenador 8 2
3) Líneas de distribución de alta tensión y baja tensión, líneas de transmisión, cables de transmisión, cables de poder. 20 6
4) Líneas de alta tensión – Transporte. - Obras civiles. 20 6 - Conductores 20 6 - Apoyos de suspensión y apoyos de amarres. 10 3
5) Cables de alta tensión – Transporte. - Obras civiles. 20 6 - Conductores 20 6
6) Subestaciones – Transporte. - Obras civiles. 25 8 - Construcciones y casetas de entronque (estaciones de
bombeo, reactancias compensación). 20 6 - Transformadores, celdas de transformadores, celdas de
líneas, equipos auxiliares y equipos de telecomandos. 10 3
7) Líneas de alta tensión – Distribución. - Obras civiles. 20 6 - Conductores 20 6 - Apoyos de suspensión, apoyos de amarres y
remodelación de líneas.
10
3
8) Cables de alta tensión – Distribución. - Obras civiles. 20 6 - Conductores 20 6
9) Líneas de media tensión – Aéreas. - Redes desnudas, redes aisladas, postes y otros. 20 6 - Equipos 12 4
10) Líneas de media tensión – Subterráneas. - Redes, cámaras, canalizaciones y otros. 20 6 - Equipos 12 4
11) Líneas de baja tensión – Aéreas. - Redes desnudas, redes aisladas, postes y otros. 20 6 - Equipos 12 4
12) Líneas de baja tensión – Subterráneas. - Redes, cámaras, canalizaciones y otros. 20 6 - Equipos. 12 4
13) Subestaciones de distribución. - Obras civiles y construcciones. 20 6 - Transformadores, celdas de transformadores, celdas
de líneas, equipos auxiliares y equipos de telecomandos. 10 3
14) Subestaciones MT/MT. - Obras civiles y construcciones. 20 6 - Transformadores, celdas de transformadores, equipos
auxiliares y equipos de telecomandos. 10 3 15) Subestaciones anexas MT/MT.
- Obras civiles y construcciones 20 6 - Transformadores, celdas de transformadores, equipos
auxiliares y equipos de telecomandos. 10 3 16) Centros de transformación MT/BT.
- Obras civiles. 20 6 - Transformadores aéreos, subterráneos y de superficie. 10 3 - Otros equipos eléctricos aéreos, subterráneos y
comunes. 12 4
17) Contadores y aparatos de medida – Central de operaciones y servicio de clientes. 10 3
18) Otras instalaciones técnicas para energía eléctrica - Obras civiles. 20 6 - Equipos 10 3
19) Alumbrado público. 10 3 E.2) EMPRESAS SECTOR PETROLEO Y GAS NATURAL
1) Buques tanques (petroleros, gaseros), naves y barcos cisternas para transporte de combustible líquido.
15
5
2) Oleoductos y gasoductos terrestres, cañerías y líneas troncales. 18 6
3) Planta de tratamiento de hidrocarburos. 10 3 4) Oleoductos y gaseoductos marinos. 10 3 5) Equipos e instrumental de explotación. 10 3 6) Plataforma de producción en el mar fija. 10 3 7) Equipos de perforación marinos. 10 3
8) Baterías de recepción en tierra (estanques, bombas, sistema de cañerías con sus válvulas, calentadores, instrumentos de control, elementos de seguridad contra incendio y prevención de riesgos, etc.).
10 3
9) Instalaciones de almacenamiento tales como "tank farms". 15 5 10) Plataformas de perforación y de producción de costa afuera.
22 7
F.- EMPRESAS DE TELECOMUNICACIONES
1) Equipos conmutación local en oficinas centrales.
- Equipos O.C. automáticos. 10 3
- Equipos O.C. auto (combinados). 10 3 - Equipos O.C. batería central. 10 3 - Equipos O.C. magneto. 10 3 - Equipos de fuerza. 10 3 - Equipos de tasación. 10 3 - Equipos de radio. 12 4
- Equipos canalizadores y repetidores en O.C. 10 3 2) Equipos conmutación L.D. en oficinas centrales.
- Posiciones de larga distancia. 10 3 - Equipos de radio. 12 4 - Equipos canalizadores y repetidores en O.C.. 10 3
3) Otros equipos de O.C. - Teléfonos, calculógrafos y sillas de operadoras. 10 3
4) Equipos seguridad industrial en oficinas centrales. - Equipos industriales de climatización. 10 3 5) Equipos para suscriptores. - Teléfonos automáticos. 10 3 - Teléfonos batería central. 10 3 - Teléfonos magneto. 10 3
- Equipos especiales. 10 3 - Alambre bajantes. 10 3 - Alambre interior. 10 3
- PABX automáticos. 10 3 - PBX automáticos. 10 3 - PBX batería central. 10 3 - PBX magneto. 10 3 - Locutorios. 10 3 - Equipos fax. 10 3
6) Equipos planta externa local. - - Postes y crucetas de madera. 20 6
- - Postes y crucetas de fierro. 20 6 - Postes de concreto. 20 6
- Antenas y líneas de transmisión. 12 4
- Cables aéreos y bobinas de carga. 20 6 - Cables subterráneos y bobinas de carga. 20 6 - Cables interiores. 20 6 - Cables aéreos desnudos. 20 6
- Equipos canalizadores y repetidores en postes. 12 4 - Conductos y cámaras. 20 6
- Cables enlaces. 20 6 - Blocks, regletas, cassettes de protección. 20 6
- Sala de cables y MDF. 20 6 - Armarios de distribución. 20 6 - Cajas terminales, doble conexión. 20 6
- Empalmes de cables aéreos y subterráneo. 20 6
- Sistema gráfico de manejo de redes. 20 6 - Cables de fibra óptica. 20 6 - Cámaras y ductos. 20 6
7) Equipos planta externa L.D. - Postes y crucetas de madera. 20 6 - Postes y crucetas de fierro. 20 6 - Postes de concreto. 20 6 - Antenas y líneas de transmisión. 12 4 - Cables aéreos y bobinas de carga. 20 6 - Cables subterráneos y bobinas de carga. 20 6 - Alambres aéreos desnudos. 20 6 - Equipos canalizadores y repetidores en postes. 12 4
- Conductos y cámaras. 20 6 - Equipos de control automático. 10 3 - Estaciones satelitales terrenas. 12 4 - Cables de fibra óptica. 20 6 - Equipos de fibra óptica. 12 4 - Segmento espacial. 10 3
G.- ACTIVIDAD DE LA AGRICULTURA
1) Tractores, segadoras, cultivadoras, fumigadoras, motos bombas, pulverizadoras. 8
2 2) Cosechadoras, arados, esparcidoras de abono y de cal,
máquinas de ordeñar. 11 3 3) Esquiladoras mecánicas y maquinarias no comprendidas
en el número anterior. 11 3 4) Vehículos de carga, motorizados, como ser: camiones
trailers, camiones fudres y acoplados, colosos de tiro animal.
10
3 5) Carretas, carretones, carretelas, etc. 15 5 6) Camiones de carga y camionetas de uso intensivo en la
actividad agrícola. 6 2 7) Tuberías para agua potable instaladas en predios
agrícolas. 18 6 8) Construcciones de material sólido, como ser: silos, casas
patronales y de inquilinos, lagares, etc. 50 16 9) Construcciones de adobe y madera, estructuras metálicas. 20 6
10) Animales de trabajo. 8 2 11) Toros, carneros, cabríos, verracos, potros y otros
reproductores. 5 1 12) Gallos y pavos reproductores. 3 1 13) Nogales, paltos, ciruelos, manzanos, almendros. 18 6 14) Viñedos según variedad. 11 a 23 3 a 7
15) Limoneros 12 4 16) Duraznos 10 3 17) Otras plantaciones frutales no comprendidas en los
números 13), 14), 15) y 16) anteriores. 13 4 18) Olivos 40 13 19) Naranjos 30 10 20) Perales 25 8 21) Orégano 9 3 22) Alfalfa 4 1 23) Animales de lechería (vacas). 7 2 24) Gallinas 3 1 25) Ovejas 5 1 26) Yeguas 12 4
27) Porcinos de reproducción (hembras). 6 2 28) Conejos machos y hembras. 3 1 29) Caprinos 5 1 30) Asnales 5 1 31) Postes y alambradas para viñas. 10 3 32) Tranques y obras de captación de aguas:
a) Tranque propiamente tal. Por ser de duración indefinida no es depreciable.
- -
b) Instalaciones anexas al tranque. Bombas extractoras de agua, estanques e instalaciones similares en general. 10 3
33) Canales de riego: a) Sin aplicación de concreto o de otro material de
construcción, su duración es indefinida, por lo tanto no es depreciable.
-
- b) Con aplicación de concreto o de otro material de
construcción, se trata de obras generalmente anexas, o simplemente tramos del canal mismo y su duración según el caso será:
De concreto 70 23
De fierro pesado 45 15
De madera 25 8
34) Pozos de riego y de bebida. Se aplica la depreciación únicamente sobre los refuerzos, instalaciones y maquinarias destinadas al mayor aprovechamiento del pozo en la siguiente forma:
a) Cemento u hormigón armado. 20 6 b) Ladrillo 15 5 c) Bomba elevadora de agua. 20 6
35) Puentes. Según el material empleado en la construcción: a) De cemento. 75 25 b) Metálico 45 15 c) Madera 30 10
H.- OTRAS
1) Enseres, artículos de porcelana, loza, vidrio, cuchillería, mantelería, ropa de cama y similares, utilizados en hoteles, moteles y restaurantes.
3
1 2) Redes utilizadas en la pesca. 3 1 3) Sistemas o estructuras físicas para criaderos de especies
hidrobiológicas.
3
1 4) Pupitres, sillas, bancos, escritorios, pizarrones, laboratorios de química, gabinetes de física, equipos de gimnasia y atletismo, utilizados en establecimientos educacionales.
5
1 5) Aviones monomotores con cabida hasta seis personas. 10 3
