INFORME FINAL DE CAPACITACIONES PARA CER/UNIDO EN CHILE
INTRODUCCION AL USO DEL SOFTWARE RETSCREEN PARA ANALISIS DE FACTIBILIDAD DE
PROYECTOS DE ENERGIAS RENOVABLES
1. TALCA – PEQUENAS CENTRALES HIDROELECTRICAS – DIA 6 DE DICIEMBRE, 2011.
a. Presentación
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b. Ejercicios
Caso 1 – PCH
Un inversionista tiene interés de evaluar la factibilidad de implantar una Pequeña
Central de generación Hidroeléctrica en un rio en Talca, con caudal disponible de 0,9
m³/s, caída de 60 m después de construida una pequeña presa para toma de agua.
La tarifa de energía en un sistema de red aislada es de CLP 35/kWh.
Estima se gastos con Operación y mantención (O&M) de un 20% de la inversión, al
año. Adicionalmente, los gastos administrativos y eventuales están estimados en 30%
de los gastos con O&M.
Sobre los gastos de inversión, se debe añadir un 15% a cargo de
eventuales/imprevistos.
El banco local, dispone de financiamiento bajo las siguientes condiciones:
-
Hasta 80% de la inversión;
10% de tasa de interés;
15 anos de periodo de amortiguación;
3% es la tasa de inflación considerada en los financiamientos.
El inversionista considera factible el proeycto con una TIR minima de 20%. Hay
factibilidad?
Caso 2 – PCH
Se necesita hacer un estudio de pre-factibilidad para para una distribuidora de energía,
para verificar la factibilidad de implantar una PCH en la ciudad de Concepción. Con
base en las proyecciones de la distribuidora, si necesitara de una potencia firme de un
4 MW, para suministro a la red eléctrica a la brevedad posible. Para tener la seguridad
necesaria en términos de generación de energía, deberá ser instalado un sistema
idéntico de back up.
El proyecto propuesto deberá ser instalado en la ciudad de Concepción, en la
provincia de Concepción, utilizando un afluente del rio Biobio, que tiene acceso fácil
por carretera.
Con base en un estudio preliminar del área, se verifico una caída bruta disponible de
un 150 m para el agua. Hay también un local seguro para la construcción de una
pequeña barraje de concreto, para acumulación de aguas sazónales, sin
inundaciones, a montante de la barraje.
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Dicho proyecto es considerado “de pasada” y estará ubicado aguas abajo de una
hidroeléctrica existente. La disponibilidad seria de hasta un 15 millones de m³.
A secuencia se informa la curva de duración del flujo, para el flujo natural del local, o
sea, antes del almacenamiento.
Tiempo
Q
[m³/s]
Tiempo
Q
[m³/s]
0%
89
5%
35
55% 60%
4,20 3,70
10%
19
15%
13
20%
10
25%
8,20
30%
7,10
35%
6,30
40%
5,80
45%
5,30
65%
3,20
70%
2,80
75%
2,50
80%
2,20
85%
2
90%
1,80
95%
1,50
100%
0,80
50%
4,80
Un análisis ambiental concluyó que el flujo natural del rio aguas abajo de la presa
propuesta, necesitara de un flujo residual mínimo de un 0,1 m³/s.
La topografía entre la presa y la Casa de Fuerza propuesta es bastante inclinada y
adecuada para transporte de agua a través de un túnel, con 3,4 km de largo.
El escoamiento específico en la región es de 0,0083 y el área de drenaje considerada
de un 250 km².
La Casa de Fuerza podrá ser ubicada en una parte del rio en que lo mismo suba no
más de 2m durante la llena (alto caudal!).
La conexión con la red central será a través de una línea de transmisión en 110 kV con
6 km de largo.
Para análisis de emisiones, considerar que el combustible utilizado actualmente es
diesel.
75% de la inversión será financiada por la distribuidora, a una tasa de interés de 9%
a.a. por un plazo de 15 años.
La tarifa de electricidad es de un $30,00 pesos chilenos, la tasa de inflación de un 3%
a.a. y la vida del proyecto de 30 años.
Los costos de operación y mantenimiento de la planta están estimados en un $ 50
millones de pesos/ano. Adicionalmente se debe considerar costos de administración:
10% y contingencias: 20% sobre los costos de operación y mantenimiento.
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c. Atendentes
#
nombre
1
Jorge Silva
2
Elias Contreras
3
Homero Barria
4
José Loncomilla Vara
5
Luis Vittacura
6
Lisandro Farias O.
7
Herman Araya Rojas
8
Felipe Varas Concha
empresa
INDAP
INDAP
INDAP
INDAP MAULE
Soc. Rio Longavi
J.V.Rio Longui
Coop. de Riego
Univ. De Talca
Email
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2. CONCEPCION – COGENERACION CON BIOMASA – DIA 13 DE DICIEMBRE, 2011.
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b. Ejercicios
CENTRO DE ENERGIAS RENOVABLES – CER
CONCEPCION – CHILE
13 de diciembre de 2011
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Caso 1: Biomasa – Cogeneración de Electricidad & Calor
Una usina de azúcar y alcohol ubicada en Recife / PE paga una tarifa promedia de CLP$ 44 /
kWh a la distribuidora de energía eléctrica.
El sistema de cogeneración de energía a partir de la quema del bagazo de caña de azúcar,
proveniente de las sobras del proceso de la industria. Dicho combustible solamente está
disponible durante el período de cosecha, que tarda como 6 meses al año. En los otros 6
meses, la fábrica compra energía de la distribuidora local.
El equipo de consultores verificó que la paja de la caña de azúcar se encuentra disponible en
los otros 6 meses del año, entre cosechas, mientras es quemada en el mismo campo. Análisis
laboratoriales indican un poder calorífico superior estimado en 17 MJ/kg, que es muy cerca al
PCS del bagazo de la caña.
Para aprovechar dicha paja para la generación de energía, será necesario colectar a un costo
de CLP$4.000/ton de paja.
CUADRO 1 – Composición de la paja da caña de azúcar*
Carbono
30,0%
Hidrogeno
10,0%
Oxigeno
44,4%
Nitrógeno
15,0%
Azufre
0,1%
Cenizas
0,5%
*datos ilustrativos

Características de la turbina a vapor:
Capacidad de generación de la caldera: 4.600kW
Flujo de vapor: 55.825 kg/h
Presión de operación: 327 psig e 300 °C
Presión de salida de la turbina (escape): 25 psig
Eficiencia de la turbina: 68,5%
Inversión inicial, para adecuación de equipos y servicios: CLP$446.140.000,00. Precio de la
electricidad exportada: CLP$44,00/kWh. Vida del proyecto: 10 años. Tasa de inflación: 6,5%.
Relación de la deuda: 0%
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Caso 2: Biomasa – Cogeneración de Electricidad & Calor
Un Hospital ubicado en Concepción, Chile, que utiliza calor y electricidad en sus procesos y
para calentamiento ambiental, tiene una gran cantidad de maderas residuales y quiere saber
de la factibilidad de implantar un sistema de Cogeneración de energía, utilizando la biomasa
disponible.
El edificio del hospital tiene 4 pisos con 5000 m² cada uno y actualmente utiliza el gas natural
(GN) como fuente de energía para generar calor, además de comprar electricidad a la
distribuidora local.
La demanda de electricidad tiene variación durante el año, en conformidad con la tabla abajo:
Mes
Janeiro
Fevereiro
Março
Abril
Maio
Junho
Julho
Agosto
Setembro
Outubro
Novembro
Dezembro
kW
374
287
291
244
309
358
387
390
339
250
258
287
La carga (demanda) eléctrica de punta es de un 30% superior a la carga mensual máxima del
ano.
Se debe considerar que el sistema de Cogeneración estará supliendo la carga de base y será
compuesto por Caldero a Biomasa y Turbina a vapor.
Las características técnicas disponibles se encuentran a la secuencia:



Temperatura del vapor sobrecalentado: 480 °C;
Turbina sin puerta de extracción;
Presión de escape de la turbina: 40 kPa
La interconexión con la red de al distribuidora, para venta o compra de energía, requiere una
inversión de un CLP 50 millones, conforme informado por la propia distribuidora, para
medición de 4 cuadrantes y protecciones en media tensión.
Adicionalmente, por la necesidad de alta confiabilidad de suministro de energía, si requiere la
instalación de un grupo electrógeno de un 500 kW a un costo estimado de CLP 100 millones.
Para atendimiento a la carga térmica, para seguir operando como respaldo y como apoyo a la
carga punta, el caldero actual a GN necesita de una reforma, que se estima tendrá un costo de
un CLP 40 millones.
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El Banco de Chile tiene disponibilidad de financiamiento para esto tipo de proyecto, bajo las
siguientes condiciones:





Tasa de inflación considerada: 3% a.a.
Tiempo de vida del proyecto considerado: 20 anos
Relación de deuda: 80%
Tasa de interés: 7% a.a.
Plazo de amortiguación: 10 anos
Otros costos asociados:






Precio del GN: CLP 200/m³
Tarifa de electricidad: CLP 44/kWh
Precio de la madera residual: CLP 100/ton
Tarifa de electricidad exportada para la red: CLP 40/kWh
Operación y mantenimiento (O&M) del sistema de cogeneración de energía y calor:
5% de la inversión total/ano
Imprevistos: 10% de la inversión total
El grupo inversionista considera que el proyecto puede ser factible con una Tasa Interna de
Retorno (TIR) > 12%.
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c. Atendentes
#
nombre
1
Christian Pozas
2
Roberto Rodríguez
3
4
5
Ernesto Weil
Gustavo Riquelre
Oscar Vergara M.
6
7
Alexis Valenzuela
Néstor Vigueras
8
Marlon Saavedra
9
10
11
12
13
Rafael González V.
Maximiliano León M.
Javier Soubelet del Rio
Héctor Grandon
Cristina Segura
empresa
Combustibles
Solidos de
Madera A.G
Greenertec
Ltda.
CONAF
Orion Maderas
Catamutum
Energia
UCSC
Seremi de
Energia
4 Estaciones
Energy
UDT
UDT
UDT
UDT
UDT
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d. PUERTO MONTT – GENERACION CON BIOGAS – DIA 15 DE DICIEMBRE, 2011.
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b. Ejercicios
CENTRO DE ENERGIAS RENOVABLES – CER
PUERTO MONTT – CHILE
15 de diciembre de 2011
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Caso 1: Biogás – Cogeneración de Electricidad & Calor
La alcaldía de Rayong, en la provincia de Rayong, Tailandia, tiene la intención de construir,
poseer y operar un relleno sanitario con capacidad anual de 25.550 ton de RSU – relleno
sanitario urbano, para producir fertilizante orgánico, además de electricidad.
La planta deberá tener un sistema de selección del relleno al ingreso, un digestor anaeróbico y
grupo generador para uso del biogás, además de sus accesorios.
La electricidad y el calor producidos por el biogás serán utilizados en la propia planta. La
electricidad excedente será vendida a la distribuidora de energía local.
La tarifa de electricidad es de un €0,040/kWh
La tarifa del gas natural es de un €0,30/m³
En resumen, el proyecto incluye 2 sistemas:


Un sistema de transformación del relleno en biogás y fertilizante;
Un sistema de cogeneración que opera con biogás
O sea, en términos de tecnologías tendremos:



Una planta de separación del relleno;
Una planta de digestión anaeróbica y
Una planta de cogeneración de un 625 kW de potencia instalada
La carga térmica tiene las siguientes características:


Potencia: 760 kW
Disponibilidad operacional por 95% del tiempo;
La carga eléctrica es de:


Punta máxima de un 715 kW
Promedio de 550 kW
Las características del grupo electrógeno son:





Potencia: 625 kWe
Rendimiento eléctrico: 38%
Rendimiento del sistema con recuperación de calor: 61,3%
El aire caliente será utilizado para secado de lodos en un área de un 1000 m².
PCI del gas de combustión es de un 22,8 MJ/kg
El proyecto como un todo tiene las siguientes premisas:




Tasa de inflación: 2% a.a.
Vida del proyecto: 20 anos
Costo de Operación y Mantenimiento (O&M): 5% de la inversión total a.a.
Los costos iniciales deben prever un monto de 10% sobre la inversión a rubro de
Imprevistos;
La Alcaldía, que ira asumir toda la inversión, quiere saber se hay factibilidad para
implementar el proyecto considerando:
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diciembre de 2011.


Costo de interconexión con la red de la distribuidora (medidores de 4 cuadrantes) €200.000 ;
El periodo de repago del capital debe ser inferior a 10 años.
Quiere también saber:


el costo estimado del proyecto;
cuanta electricidad será generada y cuanta será exportada para la red;
valores típicos de referencia:
-
2 - 2,5 kWh/m³ de biogás
80 - 90 m³/biogás por tonelada de RSU típico
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Caso 2: Biogás – Cogeneración de Electricidad & Calor
El proyecto se pasa en la ciudad de Bergen en Noruega. La eficiencia eléctrica de la Planta de
Electricidad es de un 37% con una producción de energía de un 1,3 MW. La utilización de un
motor a gas que opere bien con una mezcla pobre, a velocidad media, debe conducir a una
reducción de los costos de producción del kWh cuando comparada a otras plantas, además de
prolongar la vida de la planta. La utilización de un motor que opere bien con mezcla de gas
pobre resulta en una excelente combinación de alta potencia, alta eficiencia y emisiones
reducidas.
El biogás es extraído de 10 rellenos sanitarios en Noruega, pero es una cantidad que puede
aumentar. Como hay restricciones para el uso del gas por la industria y viviendas, la
producción de electricidad es la única opción para la utilización del gas de relleno. La
utilización del gas de relleno para producción de energía también ofrece ventajas como reducir
la quema en tochas.
La distribuidora de energía, como forma de estimular la producción de energía por biogás,
ofrece comprar la energía producida por un monto equivalente a US$0,03/kWh, desde que la
planta de producción se ubique fuera de la ciudad.
De modo a aumentar la vida útil de la planta, además de la rentabilidad de la producción de
energía, se decidió invertir en una planta de demonstración, utilizando la mezcla de gas pobre
(biogás).
La operación
La planta opera con biogás del relleno, en la ciudad de Bergen, segunda mayor ciudad de
Noruega. El proyecto fue desarrollado en conjunto con autoridades locales, que construyeran
el sistema de colección del gas. La empresa UB AS construyo y opera la planta de energía.
El gas es producido en el relleno y enviado a la planta de energía con presión de 50 mbar a
través de sopladores centrífugos. Después es comprimido a 3,8 bar. Después de la compresión
es enfriado a aproximadamente 2°C en dos etapas, de modo a secar el gas. En la secuencia el
gas es calentado para reducir la humedad relativa. El gas, después de filtrado y secado, es
entonces inyectado al motor a una presión de 3,5 bar.
El motor es de un tipo “ignición a centella” (spark-ignition), desarrollado para operar con
biogás. La máquina se originó de una originalmente accionada a diese/fuel pesado, con varios
componentes mecánicos que se pueden reemplazar. Es diseñada para tener alta confiabilidad
y con largos intervalos entre mantenciones, lo que configurase con buena alternativa para
operación con la carga base.
Datos medidos
Producción anual de electricidad
10,4 GWh
Consumo anual de gas
5,44 millones Nm³
Consumo anual de energía
28 GWh
Eficiencia Eléctrica
37%
Por: Pedro Paulo da Silva Filho [email protected] www.gruposage.com.br
Rio de Janeiro – Brasil
diciembre de 2011.
La producción de energía liquida es de 1,3 MW. El calor puede ser extraído el sistema de
escape del motor, del sistema del aceite de lubricación, del sistema de agua de enfriamiento y
del enfriador de aire. Parte del calor generado (60%) es comprado por las autoridades locales
para uso en una escuela local, en cuanto que los 40% restantes son utilizados para otros
propósitos.
Detalles económicos
Las autoridades locales son obligadas por la ley a invertir en sistemas de colección del gas y
sistemas de quema. El costo total para las inversiones adicionales (edificio, planta de fuerza y
sistemas auxiliares), excluyendo el VAT, fue de un US$ 1,46 millones. Los costos operacionales
con base en la energía exportada y consumibles, es alrededor de US$ 0,01/kWh.
La planta de energía es de propiedad y operado por el fabricante del motor a gas UB AS. La
energía exportada es vendida a Bergen Lysverker, que es la distribuidora de energía local, a un
precio firme de US$ 0,03/kWh, por un contrato de 10 años.
Datos complementarios:
 Contenido de materiales inertes: 10%
 Carga de residuos de los rellenos: 40.000 ton/ano;
 Ano de apertura: 1970
 Ano de inicio de uso del biogás: 1993
 Ano de cierre: 2003
 Biogás quemado: 10%
 En costos iniciales considerar imprevistos: 10%
 Costo del biogás: US$ 0,01/m³
 Costo de referencia del generador: US$ 1200/kW
Datos locales:
 Inflación: 2%
 Tasa de interés: 7%
 Relación de deuda: 70%
 Plazo amortiguación: 10 anos
Datos complementarios:
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Contenido de materiales inertes: 10%
Carga de residuos de los rellenos: 40.000 ton/ano;
Ano de apertura: 1970
Ano de inicio de uso del biogás: 1993
Ano de cierre: 2003
Biogás quemado: 10%
En costos iniciales considerar imprevistos: 10%
Costo del biogás: US$ 0,01/m³
Costo de referencia del generador: US$ 1200/kW
Por: Pedro Paulo da Silva Filho [email protected] www.gruposage.com.br
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diciembre de 2011.
Datos locales:
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Inflación: 2%
Tasa de interés: 7%
Relación de deuda: 70%
Plazo amortiguación: 10 anos
El grupo inversionista considera que el proyecto puede ser factible con una Tasa Interna de
Retorno (TIR) > 7%.
Caso el proyecto no alcance la rentabilidad necesaria, que alternativas hay para hacerlo?
Por: Pedro Paulo da Silva Filho [email protected] www.gruposage.com.br
Rio de Janeiro – Brasil
diciembre de 2011.
#
1
c. Atendentes
nombre
Paulo Aravena
2
Alejandro Kappes
3
Cristobal Garcia
4
5
6
Francisco Iniquez
Kevin Scherpenisse
Marcos Ramos
7
Paul Oribe Ramos
8
Andres Pinochet
9
10
Viviana Huerta
Freddy Nunez
11
12
Marcelo Rios
Karin Vogel
13
Gerardo Canales
empresa
Catamutun
Energia
Gobierno
Regional
Gobierno
Regional
Termoplan
CPL
Ceac S.A
(estudiante)
Ceac S.A
(estudiante)
Grupo
Empresas CREO
CER
Gobierno
Regional
Oceanic Ltda
Fundo Playa
Venado
CER
Email
[email protected]
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