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“OBSERVATORIO PARA LA ENERGÍA RENOVABLE EN AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE”
“LAS ERNC EN LA INDUSTRIA CHILENA Y ALGUNAS APLICACIONES
ORIENTATIVAS”
PARA:
Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)
Organización de Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial
(ONUDI)
Pablo Cruz Turell.
Octubre 2011
CHILE
2
RESUMEN EJECUTIVO
La consultoría, en términos generales, tiene por objetivo levantar una cartera de
proyectos industriales con el fin de presentar una propuesta de energías renovables
según cada caso particular. Se crearán diez perfiles de proyectos, de los cuales, dos de
estos se trabajarán hasta una pre factibilidad.
Como aporte de valor al trabajo, y dentro de la primera etapa de este, se muestran los
esfuerzos que ha hecho al día de hoy la industria respecto a la incorporación de las
energías renovables como aporte a la disminución de las facturas energéticas como de
las emisiones generadas. Para lo anterior, se han catastrado aquellas instalaciones de
energías renovables para auto consumo y actualmente en operación.
Con ello, se ha podido determinar qué sectores de la industria poseen mayor interés y
cuales han realizado un mayor esfuerzo en incorporar las energías renovables como
parte de sus sistemas de energización, pudiendo además determinar, cuáles son los
tipos de tecnologías utilizadas y el destino de esa energía producida.
Por lo tanto, teniendo el conocimiento de los sectores industriales y de las tecnologías
renovables utilizadas, ha permitido concluir ciertos aspectos claves que han ayudado a
conducir el desarrollo del trabajo con respecto a la decisión de los sectores y el tipo de
tecnologías con las que se ha trabajado.
Además, para complementar el desarrollo de la consultoría ha existido un
acercamiento hacia la industria a través de las distintas asociaciones, instituciones y
empresas privadas (del rubro ERNC). Permitiendo así poder palpar aquellas
conclusiones obtenidas anteriormente. Además, se han podido corroborar aquellos
sectores que han comenzado un camino de mejora energética con la incorporación de
eficiencia energética, y cuya inercia de esfuerzo debería continuar con la incorporación
de las energías renovables.
El análisis sobre los trabajos energéticos realizados por los diferentes sectores
industriales ha favorecido una elección objetiva de aquellas empresas a participar en la
consultoría. Que con una valoración diseñada para este efecto se han elegido aquellas
empresas más favorables, intentando generar una diversificación en tamaños, sectores
industriales y zonas geográficas.
Las empresas elegidas, sobre las que se desarrollaron los perfiles entregaron sus gastos
energéticos, si bien no se contó con la precisión de estos, (pues las empresas por lo
general no poseen mediciones de sus consumos) fue suficiente para platear los perfiles
3
desarrollados. El análisis de los datos obtenidos propició un escenario favorable para
comparar las diferentes potencialidades de perfiles existentes en cada empresa. Cada
opción fue evaluada a través de un modelo de cálculo financiero permitiendo la
elección del perfil mas adecuado para cada caso.
Luego, una vez elegidas las tecnologías a desarrollar para casa uno de los 10 perfiles, se
desarrolla cada uno de estos, dando como resultando en varios de los casos plantados
escenarios favorables.
De los 10 perfiles, dos de ellos se han desarrollado hasta una pre factibilidad. Los
proyectos elegidos para la pre‐factibilidad fueron escogidos por el mayor interés
demostrado por las empresas, se suma a lo anterior el interés demostrado por el CER
frente a ciertas tecnologías.
Se decide desarrollar la pre‐factibilidad fotovoltaica, tecnología que está logrando
reducir sus costos de forma importante, y la cuál será rentable en el corto plazo. Es
una tecnología con una gran potencial el Chile dado la irradiación existente. La
segunda pre‐factibilidad de ha desarrollado para generar biogás para cogeneración.
Esta tecnología será representativa sobre todo en un país como en Chile con una gran
industria agropecuaria. Esta una tecnología, que si bien no está madura, se estima que
logrará su apogeo en el corto plazo, puesto que la agroindustria necesita reducir costos
energéticos y deshacerse del problema de los residuos. Ambas tecnologías poseen un
elevado potencial en la industria.
Como capítulos finales se agrega la descripción breve de los tipos de financiamiento
que existen para proyectos como los que se han planteado en el trabajo. Además, se
agrega una breve descripción de las barreras más representativas que existen en Chile,
con la idea de poder dar cuenta, a los lectores, de los potenciales inconvenientes que
existen hoy en día que no favorecen un escenario propicio, favorable y rápido en el
desarrollo a las ERNC.
La consultoría da cuenta de las posibilidades y potencialidades de las renovables sobre
ciertos sectores industriales, mostrando ejemplos concretos y diversificados,
pretendiendo entre otros puntos, que el lector se forme una idea general del escenario
actual y de dicha potencialidad existente en la industria. Ya se evidencia que este es un
camino real que ya comenzó a correr y que su fuerza y presencia irá día a día en
aumento.
Se aprovecha la presente instancia de agradecer especialmente al CER quien ha sido
guía fundamental de este trabajo, a la AChEE, a la Fundación Chile, a la empresa
Geotermika, y Genera4 quieres voluntaria y gratuitamente han ayudado aportando
con conocimiento, criterios y consejos para afrontar el trabajo. A todos ellos, una vez
más, gracias.
4
INDICE
RESUMEN EJECUTIVO .................................................................................................................... 2
1. Introducción .......................................................................................................................... 8
2. Objetivos generales de la consultoría ................................................................................. 10
3. Metodología de trabajo ...................................................................................................... 11
4. Sectores industriales con aplicaciones renovables ............................................................. 15
5. Áreas industriales a considerar ........................................................................................... 30
6. Oportunidades relevantes identificadas ............................................................................. 38
7. Criterios para la elección de las empresas .......................................................................... 41
a. Empresas PYMES: ........................................................................................................... 41
b. Empresas que ya posean implementaciones de Eficiencia Energética: ........................ 42
c. Empresas que tengan un % elevado de consumo v/s producción: ............................... 42
d. Replicabilidad: ................................................................................................................ 42
8. Método y elección de las empresas .................................................................................... 48
9. Datos y Análisis de las empresas ......................................................................................... 55
10. Elección de los perfiles según los recursos disponible ........................................................ 59
11. Desarrollo de los 10 perfiles de proyectos .......................................................................... 68
11.1 SURFRUT ‐ Biomasa uso Térmico ............................................................................... 70
11.2 MAXAGRO – Biomasa uso Térmico ............................................................................ 74
11.3 ARIZTIA – Paneles Solares Térmicos .......................................................................... 78
11.4 JUMBO – Colectores solares térmicos ....................................................................... 84
11.5 JUMBO ‐ Instalación Fotovoltaica .............................................................................. 90
11.6 COMERCIAL PANAMERICANA – Mini hidroeléctrica ................................................. 95
11.7 CCU – Colectores Solares Térmicos ............................................................................ 98
11.8 LACTEOS DEL SUR – Biogás Térmico ........................................................................ 103
11.9 AGRIPOR – Biodigestor Cogeneración ..................................................................... 109
11.10 CONCHA Y TORO – Geotermia con bomba de calor ............................................ 115
12. Desarrollo de las dos pre‐factibilidades ............................................................................ 121
12.1 Pre‐factibilidad para un sistema fotovoltaico ......................................................... 122
12.1.1 Recurso energético de la empresa .................................................................... 129
12.1.2 Datos de Partida ................................................................................................ 131
12.1.3 Cálculo del Campo Solar .................................................................................... 133
12.1.4 Elección del Inversor .......................................................................................... 138
5
12.1.4.1 Cálculo tensión y corriente en el punto de máxima potencia. ............... 140
12.1.4.2 Cálculo corrección de tensión y corriente debidas a la temperatura. .... 141
12.1.5 Secciones de Cables ........................................................................................... 145
12.1.6 Protecciones ...................................................................................................... 154
12.1.7 Estructura portante de paneles ......................................................................... 164
12.1.7.1 Diseño de la estructura ............................................................................. 167
12.1.7.2 Sobrecarga de nieve ................................................................................. 169
12.1.7.3 Acciones del viento ................................................................................... 169
12.1.7.4 Protección de la Estructura ...................................................................... 170
12.1.7.5 Sombreamiento ........................................................................................ 171
12.1.8 Pérdidas en la Instalación .................................................................................. 172
12.1.8.1 Pérdidas en cables .................................................................................... 173
12.1.8.2 PR y Pérdidas por Tª ................................................................................. 173
12.1.8.3 Pérdidas por Temperatura ....................................................................... 174
12.1.8.4 Pérdida por sombra .................................................................................. 175
12.1.8.5 Pérdidas por caídas óhmicas en cableado ............................................... 176
12.1.9 Estudio Energético ............................................................................................. 177
12.1.9.1 Estudio energético para paneles totalmente fijos .................................. 177
12.1.10 Layout de la instalación y planos generales .................................................. 179
12.1.11 Estudio económico......................................................................................... 181
12.1.11.1 Valor Actual Neto (VAN) ........................................................................... 183
12.1.11.2 Tasa Interna de Retorno (TIR) .................................................................. 184
12.1.11.3 Escenario de sensibilidad económica....................................................... 185
12.1.12 Balance Medioambiental .............................................................................. 190
12.1.13 Trámites para la aprobación del proyecto .................................................... 191
12.1.14 Conclusiones del sistema FV propuesto ......................................................... 192
12.2 Pre‐factibilidad de un biodigestor para cogeneración ............................................ 194
12.2.1 Factores que afectan la digestión anaeróbica. ................................................. 197
12.2.2 Recurso Energético de la Empresa .................................................................... 203
12.2.3 Datos de Partida ................................................................................................ 205
12.2.4 Parámetros y Componentes a tener en Cuenta en el Diseño de un sistema
Anaerobio. ......................................................................................................................... 206
12.2.5 Cálculos e Ingeniería del sistema ...................................................................... 209
6
12.2.5.1 Dimensión Digestor Anaerobio ................................................................ 210
12.2.5.2 Cálculo de la Velocidad del Efluente ........................................................ 211
12.2.5.3 Balance Hidráulico .................................................................................... 214
12.2.5.4 Mezclador y Bomba .................................................................................. 216
12.2.6 Producción de biogás diaria .............................................................................. 217
12.2.6.1 Gasómetro ................................................................................................ 218
12.2.6.2 Volumen del Gasificador .......................................................................... 218
12.2.6.3 Geometría del Gasificador ........................................................................ 219
12.2.7 Energía Producida ............................................................................................. 220
12.2.7.1 Grupo generador ...................................................................................... 223
12.2.8 Layout de la instalación y planos generales ...................................................... 226
12.2.9 Estudio económico ............................................................................................ 230
12.2.9.1 Valor Actual Neto (VAN) ........................................................................... 230
12.2.9.2 Tasa Interna de Retorno (TIR) .................................................................. 232
12.2.9.3 Escenarios de sensibilidad económica ..................................................... 233
12.2.10 Balance Medioambiental .............................................................................. 238
12.2.10.1 Emisiones de GHG en línea base .............................................................. 238
12.2.10.2 Emisiones por consumo eléctrico desplazado, , .......................... 239
12.2.10.3 Emisiones por generación de calor desplazado, , .................... 240
12.2.10.4 Emisiones del proyecto ............................................................................ 241
12.2.10.5 Emisiones por Fuga o Leakage ................................................................. 241
12.2.10.6 Reducción de emisiones ........................................................................... 242
12.2.11 Trámites para la aprobación del proyecto ................................................... 242
12.2.12 Conclusión Pre factibilidad de un Biodigestor ............................................... 243
13. Puntos de conexión ........................................................................................................... 244
14. Algunas formas de financiamiento y apoyo a las ERNC .................................................... 248
14.1 Financiación a través de Bancos y organismos Internacionales ............................. 248
14.2 Financiación de la Banca y Organismos Chilenos .................................................... 251
14.3 Leyes que apoyan las ERNC ...................................................................................... 255
14.3 Bonos de carbono y Mercado voluntario ................................................................ 255
15. Barreras representativas de proyectos ernc ..................................................................... 260
16. Conclusión ......................................................................................................................... 263
17. Bibliografía: ....................................................................................................................... 269
7
18. ANEXO 1 ‐ Planilla para evaluación empresas ................................................................... 272
ANEXO 2 ‐ Carta Invitación ........................................................................................................ 273
ANEXO 3 ‐ Planilla para el levantamiento información de empresas seleccionadas ................ 275
ANEXO 4 ‐ Información de las empresas de la cartera de proyectos ........................................ 277
ANEXO 5 ‐ Cálculo para la elección de las tecnologías por empresas ....................................... 350
ANEXO 6 ‐ Datos de irradiación solar (Registro solarimétrico CNE / PNUD / UTFSM, 2008) .... 370
ANEXO 7 ‐ Descripción breve de las tecnologías a desarrollar en los perfiles .......................... 370
ANEXO 8 ‐ Simulación PVSYST ................................................................................................... 371
ANEXO 9 ‐ Panel BP SOLAR 3220 e Inversor Solar Max ............................................................ 389
ANEXO 10 ‐ Trámites necesarios para cada una de las dos pre‐factibilidades…………………..…..389
ANEXO 11 ‐ Tablas de la evaluación económica de las pre‐factibilidades ................................ 401
8
1. INTRODUCCIÓN
En este último tiempo, en Chile, ha existido una combinación de escasez de Gas
Natural Comprimido, precios altos de Gas Natural Licuado y del Petróleo. A ello, se
suma que ha disminuido la inversión en el sector eléctrico, tanto en nuevas unidades
de generación como en infraestructura de transmisión. La combinación de la estrechez
de generación y/o transmisión junto al uso de unidades diesel, cuyo costo de
operación es significativamente alto, comparado con otras tecnologías convencionales
(gran hidráulica, carbón y GNL) ha llevado a que nuestro sistema eléctrico presente
uno de los precios más elevados de la región.
El escenario anterior, complementado con la problemática de Cambio Climático, y la
necesidad de reducir las emisiones de dióxido de carbono, ha generado un contexto
más propicio para el desarrollo de las ERNC.
La incorporación de las energías renovables genera un beneficio en la reducción de
emisiones producidas por el consumo energético proveniente de combustibles fósiles,
permitiendo eventualmente el ingreso por venta de emisiones de carbono en el
mercado local o internacional. La implementación de la tecnología fomenta una cierta
independencia energética, además de disminuir el costo de la energía consumida.
La aplicación e incorporación de las ERNC en cualquiera de los sectores de la industria
ha sido parsimonioso puesto que los organismos gubernamentales aún no han
generado un escenario propicio que dicte una tendencia clara en apoyo a este tipo de
tecnologías. Sin embargo, diferentes sectores industriales ya están comenzando a
desarrollar proyectos de incorporación de tecnologías de energías renovables
reconociendo su contribución y rentabilidad a corto y mediano plazo.
La industria confía en que se clarifique el apoyo a las ERNC generando así un escenario
benéfico para desarrollar este tipo de tecnologías. Cuando se generen dichas
condiciones, se espera un aumento en estudios e implementaciones de la generación
energética a través de las energías renovables, que cuyo efecto a nivel masivo,
derivará en un aporte substancial en la disminución de las emisiones contaminantes a
nivel nacional.
Como parte de la contribución a este efecto, la presente consultoría pretende generar
una instancia que permita dar cuenta del estado de las energías renovables (versión
sin conexión a red) en la industria chilena, pretende mostrar tanto los esfuerzos que se
han realizado en este aspecto, como los potenciales sectores que están más
9
susceptibles y dispuestos a la incorporación de este tipo de implantaciones. Como
prioridad dentro del trabajo y complementado con lo anterior, se desarrollaran casos
puntuales de incorporación de ERNC a través del desarrollo de perfiles que den cuenta
de los potenciales existentes según diferentes tipos de industria, contribuyendo así a
entender el escenario en cuestión.
El trabajo además proyecta consolidar aquellos esfuerzos que al día de hoy se han
realizado en la industria con la aplicación de las energías renovables como aportes en
la generación de energía, ya sea en calor o electricidad. En muchos casos este esfuerzo
ha sido antecedido por el desarrollo y la implementación de la eficiencia energética.
Para el desarrollo del estudio se ha decidido trabajar sobre aquellos sectores de la
industria que ya poseen al día de hoy aplicaciones de energías renovables en
operación. El criterio anterior, permite mostrar qué sectores están mas perceptivos y
dispuestos a invertir en proyectos ERNC. La experiencia permitirá asegurar una
viabilidad en la aplicación de la tecnología y una mayor velocidad de implementación.
Definidos los sectores industriales más interesados en la incorporación de renovables,
será preciso generar, bajo ciertos criterios acordados, una lista de potenciales
empresas, y que bajo una posterior evaluación, se definirán aquellas “más óptimas”
para desarrollar el trabajo.
Una vez definidas las empresas con las que se trabajarán, se pretende levantar una
cartera de diez proyectos de energías renovables desarrollados sobre las condiciones
particulares de cada una de las empresas, de esta manera se propone generar los diez
perfiles de proyectos.
Para terminar, se agrega que varios criterios y cálculos estarán desarrollados bajo la
Norma Española (Principalmente ITC‐BT‐22 ‐ ITC‐BT‐19, R.D.1663/2000 y el Pliego de
Condiciones Técnicas del IDAE), y será tomada como válida puesto se estima que
representa las mismas o mayores exigencias que la Norma Chilena, además de
complementar parámetros que posiblemente aun no están definidos en nuestra
norma.
10
2. OBJETIVOS GENERALES DE LA CONSULTORÍA
La consultoría, en términos generales, tiene por objetivo levantar una cartera de
proyectos industriales sobre diferentes empresas, para generar diez perfiles de
aplicaciones renovables para cada caso particular.
Para el desarrollo del trabajo se considerarán sólo aquellos sectores industriales que
posean incorporadas las energías renovables dentro de sus procesos. La experiencia de
cada empresa, certifica una cierta factibilidad de implementación. Esto será favorable
para el caso que se quiera contar con una rápida ejecución de los proyectos. Además,
el hecho de que ciertos sectores hayan implementado este tipo de tecnologías da
cuenta que poseen un interés sobre este temas.
Como se ha comentado, la consultoría se pretende desarrollar sobre la base de
conocimiento y experiencia otorgada por aquellas entidades que ya posean la
incorporación de energías renovables, puesto que dicha experiencia favorecería una
rápida implementación.
Complementando lo anterior, será importante considerar los sectores que posean un
número elevado de empresas, esto permitiría influir positiva y ampliamente sobre las
empresas del sector a la hora de pretender generar mayores y más rápidas
implantaciones de energías renovables.
Se elegirán las empresas mas idóneas, se analizará los datos de consumo y de recursos
que disponen para elegir el perfil a desarrollar, para posteriormente elegir las dos pre‐
factibilides.
El trabajo pretende generar un escenario del estado de la industria frente a la
implementación de las ERNC, lo que podría eventualmente constituir una ayuda
orientativa para poder definir hacia dónde se deben aplicar los esfuerzos en apoyo a
las ERNC.
Los ejemplos desarrollados podrán constituir una referencia orientativa de
aplicaciones mostrando escenarios tanto viables como inviables, intentando exponer
un escenario diversificado y objetivo, el cual permite tomar ciertas conclusiones y que
eventualmente podría ayudar a tomar algunas determinaciones.
Es de esperar que el trabajo, en alguna medida, logre ayudar al desarrollo de las ERNC
en un país con tanto recurso renovables como es Chile.
11
3. METODOLOGÍA DE TRABAJO
El trabajo y el deber de la consultoría es desarrollar una cartera de proyectos
relacionados con la introducción de energías renovables en el sector de la industria
productiva en Chile.
El proyecto a desarrollar se estructura en fases, en estas, se realizan una serie de
tareas cuyos resultados interaccionan con el desarrollo de la fase posterior y estarán
contempladas en una metodología de trabajo que se desarrollará en etapas, y que se
pueden sintetizar como sigue:
1‐ Levantar información de los sectores industriales que han aplicado las
tecnologías renovables en la industria para autoconsumo. Para ello, se recurrirá
a la información que poseen las diferentes entidades como es el caso de las
asociaciones, corporaciones, universidades y las empresas privadas
(Ingenierías, implementadoras o aquellas proveedoras de la tecnología). Con
ello, se determinarán las diferentes experiencias con respecto al tema en
cuestión. Esto permitirá, determinar los sectores más receptivos, abiertos, y tal
vez más idóneos para ejecutar este tipo de proyectos, y a su vez serán los
sectores seleccionados para constituir la cartera de proyectos.
Una vez analizados los sectores industriales que poseen aplicaciones
renovables, se podrán concluir cuáles son aquellos sectores sobre los que se
desarrollará la consultoría.
2‐ Hacer una lista de las empresas según los diferentes sectores industriales de
interés, estos como posibles candidatos a participar en la consultoría y
definidos según las conclusiones del punto anterior. Esta lista, se desarrollará a
través de una serie de criterios explicados en el punto 8 y que han sido
elaborados en conjunto con el CER.
3‐ Envío de carta‐invitación, adjunto a ello una planilla Excel como soporte para
que las empresas incorporen sus datos de consumo entre otros.
4‐ Seguimiento del proceso de llenado de la documentación solicitada y entrega
de la información por parte de cada una de las empresas. Una vez se aúne y se
analice toda la información, será posible seleccionar las empresas que
pertenecerán a la cartera de proyectos. La selección de la cartera será resuelta
12
según una metodología diseñada para este propósito y la cual está explicada
en el punto 9.
5‐ Se contactarán a las empresas seleccionadas generando así las visitas con el fin
de obtener la información técnica y los datos necesarios para elaborar el
trabajo puesto que ayudará a determinar los puntos claves y/o críticos para
determinar cómo y dónde enfocar el desarrollo de la propuesta. Para cada
empresa se propondrá un perfil bajo la necesidad y características de la
empresa es su aspecto energético, de modo que este permita satisfacer parte
de la demanda detectada.
Cada empresa posee diferentes necesidades energéticas. Sin embargo, cada
sector industrial específico posee básicamente los mismos procesos. Esto
permitiría, generar una replicabilidad, debiendo hacer sólo pequeñas
adaptaciones del perfil propuesto.
Se intentará considerar una diversificación en los tipos de empresas. Al mismo
tiempo se busca que estas pertenezcan a distintas zonas del territorio.
Cada empresa seleccionada deberá poseer la capacidad de control sobre sus
consumos energéticos, por lo que esta etapa del trabajo se concentrará sobre
la recolección de los datos y no así del levantamiento de estos. La idea es que el
esfuerzo se centralice en el análisis de los antecedentes, y así derivar en el
desarrollo del perfil.
Básicamente, los datos necesario que se deberán tomar de cada una de las
empresas será:
Análisis del escenario energético (eléctrico y calor).
a. Análisis del balance energético ligado al perfil de consumo y los
recursos disponibles. (deficiencias, sobrantes de residuos y
desperdicios).
b. Situación geográfica.
c. Potencial de recursos: Eólico, solar, hídrico y residuos.
d. Estimación de la producción energética diaria.
e. Estimaciones de Huella de carbono asociada al proyecto.
A continuación, se presenta la secuencia de pasos para el desarrollo de la primera
parte de la consultoría.
13
Esquema 1: Secuencia de pasos para la primera parte del trabajo.
6‐ Con el levantamiento de la información y los datos necesarios se deberá
ejecutar el diagnóstico general por cada una de las empresas visitadas.
7‐ Una vez habiendo analizado sus posibilidades se deberá generar la propuesta
circunscrita bajo los parámetros estudiados, proponiendo la mejora adecuada.
Dentro de cada empresa, existirán una o más posibilidades de
implementaciones renovables por lo que mediante un modelo desarrollado
para tal efecto, permitirá elegir qué tecnología será la mas idónea para que sea
desarrollada como perfil.
8‐ Se desarrollarán los 10 perfiles
9‐ De los 10 perfiles de deberán elegir dos, para desarrollarlos hasta una pre‐
factibilidad.
14
10‐ El desarrollo de las dos pre‐factibilidades básicamente se constituirá como:
a) Cálculo del dimensionamiento.
b) Producción energética estimada.
c) Desarrollo del presupuesto de la eventual implementación.
d) Evaluación económica de la propuesta
e) Emisiones desplazadas.
f) Ahorro económico generado por la instalación.
15
4. SECTORES INDUSTRIALES CON APLICACIONES RENOVABLES
El presente capítulo muestra las instituciones que se han contactado con el fin de
poder levantar información sobre “todas” aquellas empresas, de los diferentes
sectores industriales, que ya poseen en operación aplicaciones de energías renovables
dentro de sus procesos.
La información recabada ha sido entregada de forma libre y voluntaria por las
entidades. Si bien los datos recopilados son en su amplia mayoría recabados sobre el
universo de empresas que existen en Chile con aplicaciones renovables al día de hoy,
quedará un pequeño quintil sin identificar, el que no afectará a las conclusiones que se
obtengan.
Todos los aportes entregados han sido una contribución valiosa para tomar alguna de
las determinaciones que se presentan a lo largo del trabajo. A continuación, se adjunta
la tabla con las entidades consultadas:
INSTITUCIONES CONSULTADAS
INSTITUCIÓN NOMBRE COMPLETO WEB
AChEE Agencia Chilena de Eficiencia Energética http://www.ppee.cl/576/channel.html
AGENCIA LOS RIOS Agencia Regional Desarrollo Productivo http://www.ardplosrios.cl/
ASPROCER Asociación Gremial de Productores de Cerdos de Chile http://www.asprocer.cl
APA Asociación de Productores Avícolas de Chile http://www.apa.cl/index/index.asp
ASOEX Asociación de Exportadores de Chile http://www.asoex.cl/AsoexWeb/
ANESCO Asociación Nacional de Escos http://www.anescochile.cl/
SALMONCHILE Asociación de la Industria del Salmón de Chile http://www.salmonchile.cl/frontend/index.asp
ACESOL Asociación Chilena de Energía Solar http://www.acesol.cl/
CPL Consejo Nacional de Producción Limpia http://www.produccionlimpia.cl/link.cgi/
FIA Fundación para la Innovación Agraria http://www.fia.cl/
VINNOVA Consorcios del Vino http://www.vinnova.cl/
DICTUC Ingeniería DICTUC http://www.dictuc.cl/
FUNDACIÓN CHILE Fundación Chile http://www.fundaciónchile.cl/
UCV Universidad Católica de Valparaíso http://www.pucv.cl/
CORFO Corporación de Fomento de la Producción http://www.corfo.cl/
IENERGIA IENERGIA " Soluciones Inteligentes de Energía" http://www.ienergia.cl/
TERRASOLAR TERRASOLAR "Soluciones de Energías Renovables" http://www.terrasolar.cl/
PREVENT PREVENT "Inteligencia Energética" http://www.prevent.cl/
SOLUCIONESCO SOLUCIONESCO "Ingeniería en Energía Solar" http://www.solucionesco.cl/
GENERA4 GENERA4 "Energías Renovables" http://www.genera4.cl/
TECNORED TECNORED S.A. ‐ Grupo de Empresas Chilquinta Energía S.A. http://www.tecnored.cl/
YUNKER YUNKER Grupo Bosch http://www.junkers.cl/
KAISER KAISER ENERGIA "Biological Engineering Solutions" http://www.kaiserenergia.com/
ECOI ECOI "Eficiencia Energética" http://www.acesol.cl/
PROQUILAB Proquilab Ingeniería http://www.proquilab.cl/
16
SCHWAGER Schwager Energy http://www.schwager.cl/
ECOENERGIZA Ecoenergiza http://ecoenergiza.cl/
CBC Corporación de Desarrollo Tecnológico de Bienes de Capital http://www.cbc.cl/
ASSYCE Assyce Group http://www.assyce.com/
GEOTERMIKA Geotermika, Sistema de climatización geotérmica http://www.geotermika.cl/
DACLIMA Daclima, Climatización y eficiencia energética http://www.daclima.cl/
EDELMAG Energía de Magallanes http://www.edelmag.cl/clientehogar/Paginas/Inicio.aspx
ENERGIAS DEL SUR Energías del Sur http://www.energiadelsur.com/
PMC Acuícola PMC Acuícola http://www.ardpatacama.cl/web/index.php?id_sitio=2
CEAZA Centro de Estudios Avanzados en Zonas Áridas http://www.ceaza.cl/
SOLARVENTO Solarvento, Implementación para el Hogar y la Industria http://www.solarvento.cl/
CHILECTRA Chilectra – Grupo Enersis http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/NGCHL/chilectracl
/hogar/
CEGA Centro de Excelencia en Geotermia de los Andes http://www.uchile.cl/portal/investigacion/centros‐y‐
programas/centros‐de‐estudio/70663/centro‐de‐excelencia‐en‐geotermia‐de‐los‐andes‐cega
Cuadro 4.1: Empresas que aportaron con información de aplicaciones de ERNC en
operación.
Aun en Chile existen una cantidad limitada de proyectos renovables en operación,
aplicados a la industria, los datos que se han recabado dan cuenta que ya se ha hecho
un esfuerzo en la incorporación de las ERNC.
La información recopilada ayudará a concluir el tipo de sectores que han desarrollado
con mayor impulso este tipo de implementaciones, a ello se suma los tipos de
tecnologías que han sido aplicadas y en qué proporción.
La lista que se presenta en el cuadro 4.3, corresponde a los proyectos renovables
catastrados de los diferentes sectores industriales. Antes se muestra el cuadro 4.2 con
las abreviaturas para cada una de las tecnologías que figuran en la lista.
Sst Sistemas solares térmicos
Fv Paneles Fotovoltaicos
Bm Biomasa
Bg Biogás
Gt Geotermia
Eo Eólica
Hy Hidroeléctrica
Mm Mareomotriz
Cuadro 4.2: Simbología de tecnologías renovables.
La lista con el catastro de los proyectos de ERNC aplicado a la industria se presenta a
continuación.
Nombre área Rubro Tecnologí
as Unidades Cantidad Destino de la aplicación tecnológica
1 Viña Santa Rita Agropecuario Vinos Gt Ud 1 Geotermia para mantención de las barricas. Temperaturas entre los 12 ºC a 15ºC
2 Viña Cousiño Macul Agropecuario Vinos Bm Ud 1 Reemplazo caldera de gas por Biomasa para calor
3 Viña Errázuriz Agropecuario Vinos Sst m2 32 Paneles para ACS en el área de servicios
4 Viña Los Vascos Agropecuario Vinos Sst m2 135 Pre‐calientan el agua para ayudar a la fermentación manoláctica
5 Viña Santa Emiliana Agropecuario Vinos Sst m2 9 Paneles solares térmicos para ACS
6 Viña Gracia Agropecuario Vinos Sst Ud 66 Tubos de vacío para fermentación manoláctica
7 Viña San Pedro Agropecuario Vinos Sst m2 300 Paneles solares térmicos para producción vino
8 Viña Quinel Agropecuario Vinos Bm/ Sst KW/m2 100/92
Producción de apoyo de agua primaria, para calefacción, agua caliente sanitaria, y procesos de viñedos
9 Viña Miguel Torres Agropecuario Vinos Bm/ Sst KW/m2 150/17 Producción de apoyo de agua primaria, para procesos.
10 Via Wines Agropecuario Vinos Bm KW 500 Producción de apoyo de agua primaria, para procesos.
11 Viñedo Barón Philippe De Rothschild Agropecuario Vinos Bm KW 150 Producción de apoyo de agua primaria, para procesos.
12 Viña Tabontinaja Agropecuario Vinos Sst m2 9 Agua caliente para procesos
13 Avagar Agropecuario Frutos secos Bm KW 58,2 Cadera biomasa para secar ciruelas
14 Comercial Santa Laura Agropecuario Frutos secos Bm KW 58,2 Caldera biomasa quemas ciruelas y pasas
15 Prunesco Agropecuario Frutos secos Bm Ton/hr 2,1 Generación de vapor para humedecer las ciruelas de exportación
16 Paking Agropecuario Arándanos Sst Ud 1 Colectores tubo de vacío para generación de ACS para duchas operarios
17 Cultivos Morro Ballena Agropecuario Productor Frutos Acuáticos Eo KW 1 Proveer energía de Instalaciones de cultivo en tierra
18 Fundo Lomoscoso Agropecuario Frutales FV KW 1,2 Bombeo solar ‐ 25mt de altura‐ 30m3 por día
19 Río Blanco (La Serena) Agropecuario Frutícola FV KW 1 Energía eléctrica para consumo en la Casa de Administración
20 Roberto TAMM Agropecuario Lácteo Bg KW 300 Biogás de purines para electricidad en lechería
21 Sopraval S.A Agropecuario Aves Bm Ton/h 15 Caldera para auto consumo de la planta
22 Entremontes Agropecuario Aves Fv/ Sst KW/m2 0,6/6 Tubos de vacío para ACS en procesos de la planta
23 Agrícola San Fernando Agropecuario Cerdos Bg KW 250 Cogeneración
24 Estancia Olga Teresa Agropecuario Ovino Fv/Eo KW/KW 0,4/1 Generación eléctrica para proveer de electricidad a las instalaciones
25 Distal S.A. Agropecuario Distribuidora alimentos Sst m2 45 Proveer ACS ducha operarios
26 Ditzel Agropecuario Frigorífico Sst m2 50,4 Proveer ACS ducha operarios
27 Orafti Agropecuario Alimento deshidratado Bg KW s/i Eléctrico Autoconsumo
28 Llanquihue Agropecuario Cecinas Gt KW 370
Agua glicolada fría a 1 ºC, para enfriar salas de proceso y una cámara de climatizador. 370 KW calor y 300 kW
29 Llanquihue Agropecuario Cecinas Bm Kg/h 6.000 Caldera para vapor de procesos, consumos de 18 m3 de leña al día
18
30 Cecinas PF ‐ Planta 1 (Talca) Agropecuario Cecinas Sst Ud 50
Colectores tubo de vacío para generación de ACS como apoyo para las calderas deprocesos industriales y para duchas
31 Cecinas PF ‐ Planta 2 (Talca) Agropecuario Cecinas Sst Ud 73
Colectores tubo de vacío para generación de ACS como apoyo para las calderas deprocesos industriales y para duchas
32 Agrosuper Agropecuario Cerdos Sst m2 S/i
Cientos de colectores para calefaccionar dos maternidades en los criaderos de cerdoAgrosuper.
33 Granja Marina Pta. Caldereta Agropecuario Cultivo Productos del Mar Eo KW 1 Proveer energía de Instalaciones de cultivo en tierra
34 Cultivos Santa Fe Agropecuario Reprod. peses/mariscos Fv KW 0,5 Funcionamiento de Hatchery
35 Cultivo Rocas Negras Agropecuario Reprod. peses/mariscos Eo/Fv KW/KW 1/0,3 Funciones de Hatchery, instalaciones de cultivo en tierra
36 Eco Piscicultura Marine Harvest FRAY
III Agropecuario Cultivo de salmones Gt KW 232,6 Calefacción zona alevinaje y remplazo de chiller
37 Edificio Oficinas Marine harvest Agropecuario Productos de Mar Gt KW 55 Losa radíante y calefacción 55 KW calor y 45 KW frío
38 Planta procesos Ria Austral Agropecuario Productos de Mar Gt KW 20 Calefacción
39 Invertec (Chiloé) Agropecuario Productos de Mar Gt KW 300 Calentar agua para smolts y enfriar para ovas 300 KW calor y 260 KW frío
40 Angloamérican Minería Cobre Sst m2 24 Proveer ACS ducha operarios
41 Minera Spence‐BHP Billiton Minería Cobre Sst m2 63 Proveer ACS ducha operarios
42 Minera 1 Minería Cobre Sst m2 68
Precalentando el agua que se utiliza para los intercambiadores de calor en la entradanave de proceso
43 Minera 2 Minería Cobre Fv KW 2,5 Paneles FV para Caseta de control de accesos
44 Minera 3 Minería Cobre Sst Ud 6 Colectores tubo de vacío para generación de ACS para duchas
45 Tecnored Ind.manufacturera Eléctrico Fv/ Sst KW/m2 210/100 ACS para duchas trabajadores y paneles Fotovoltaicos para iluminar entrada arecin
46 Compañía de Fósforos Ind.manufacturera Fósforos Sst m2 46,2 Proveer ACS ducha operarios
47 Winter S.A. Ind.manufacturera Metalurgia Sst m2 26 Paneles Solares térmicos para ACS de duchas
48 Compañía pisquera de Chile (CCU) Ind.manufacturera Alimento Fv KW 3,3 Proceso Planta Aguas Servidas, inyectado directamente a la red de alimentación
49 Cervecera CCU ‐ TEMUCO Ind.manufacturera Alimento Bg KW 136 Auto consumo energía térmica
50 Fábrica Quesos "La vaquita" Ind.manufacturera Alimento Sst m2 22,5 Proveer ACS ducha operarios
51 Nestlé Ind.manufacturera Alimento Sst m2 274 Proveer ACS ducha operarios
52 Salomon Sack Ind.manufacturera Piezas metálicas Sst m2 6 Proveer ACS ducha operarios
53 Industria 1 Ind.manufacturera s/i Fv kW 12,48 s/i
54 Industria 2 Ind.manufacturera s/i Sst m2 761,2 Para apoyo de agua caliente se agregar dos bombas de calor
55 Cristalerías Toro Ind.manufacturera Cristal Eo KW 3540
Se inyecta a la red pero la apuesta en lograr una neutralidad climática mediante lageneración de energía limpia.
56 Termas de Puyehue Hostelería y rest. Recreación Gt ud 1 Generación de ACS y calefacción
57 Termas de Panimávida Hostelería y rest. Recreación Bm KW 150 Producción de agua primaria de apoyo, para calefacción, agua caliente sanitaria, pisc
19
58 Hotel Explora Torres del Paine Hostelería y rest. Recreación Bm KW 300 Producción de agua primaria, para calefacción, agua caliente sanitaria, piscina.
59 Hotel Eco camp Hostelería y rest. Recreación Fv/Hy KW/KW 1,72/0,75 Instalación de microhidro y paneles fotovoltaicos para la energización de las instalaci
60 Hotel Explora Atacama Hostelería y rest. Recreación Sst m2 30 Paneles solares para los jacuzzi y duchas de piscinas
61 Hotel Atton El Bosque Hostelería y rest. Recreación Sst m2 43 Tubos de vacío para ACS en duchas
62 Hogares Alemanes Hostelería y rest. Recreación Sst m2 150 Tubos de vacío para ACS en duchas
63 Hotel Part Calama Hostelería y rest. Recreación Sst m2 85 Paneles solares para ACS en duchas
64 Hotel Jatata Iquique Hostelería y rest. Recreación Sst m2 11,4 Proveer ACS baños del hotel
65 Hotel Santa Cruz Hostelería y rest. Recreación Sst m2 170 Paneles solares térmicos para ACS con ayuda de bomba de calor
66 Hotel Galerías (Stgo) Hostelería y rest. Recreación Sst m2 94 Proveer ACS baños del hotel de agregan como complemento 6 bombas de calor aire‐
67 Hotel Cielos de Sur Hostelería y rest. Recreación Gt KW 80 1500 m2, Piso radiante , ACS
68 Hotel y Cabañas del Lago (Puerto
Varas) Hostelería y rest. Recreación Gt KW 150 Piso radiante
69 Gran Hotel Colonos de Sur (Puerto
Varas) Hostelería y rest. Recreación Gt KW 600 Climatización, 600 KW Calor/500 KW Frío
70 Hotel Arrebol Patagonia (Puerto
Varas) Hostelería y rest. Recreación Gt KW s/i Calefacción de las instalaciones con geotermia
71 Hotel Las Terrazas (Chillán) Hostelería y rest. Recreación Sst ud 10 Colectores tubo de vacío para generación de ACS para 50 habitaciones
72 Hostería Valle Pangal (Puerto Aisén) Hostelería y rest. Recreación Fv/Eo KW/KW 0,8/0,2 Aportes de electricidad para el funcionamiento del recinto
73 Hotel Boutique Coliumo Hostelería y rest. Recreación Sst ud 7 Colectores tubo de vacío para generación de ACS
74 Hotel Panamericano Hostelería y rest. Recreación Sst ud 3 Colectores tubo de vacío para generación de ACS
75 Hotel 1 Hostelería y rest. Recreación Sst m2 196
Producción de agua primaria, para calefacción, agua caliente sanitaria, piscina. Se aguna bomba de calor como apoyo
76 Hotel 2 Hostelería y rest. Recreación Sst m2 168 Producción de agua primaria, para calefacción, agua caliente sanitaria, piscina.
77 Hotel 3 Hostelería y rest. Recreación Sst m2 252
Producción de agua primaria, para calefacción, agua caliente sanitaria, piscina. Se agr6 bombas de calor como apoyo.
78 Hotel 4 Hostelería y rest. Recreación Sst m2 83 Paneles solares térmicos para ACS con apoyo de bomba de calor
79 Instalación Turística Malloco Hostelería y rest. Recreación Sst m2 60 Tubos de vacío inundado para Precalentamiento para piscinas
80 Motel Las Nieves, Rancagua Hostelería y rest. Recreación Sst m2 33,6 Tubos de vacío inundado para ACS para habitaciones.
81 Hotel Ibis Hostelería y rest. Recreación Bm/Sst m2 116 Producción de agua Sanitaria de apoyo, con el sistema existente
82 Café 2001 (Villarica) Hostelería y rest. Recreación Sst ud 2
Colectores tubo de vacío con termosifón para generación de ACS para lavado y máqude café
83 Club deportivo Recrear Servicios Recreación Sst m2 36 Agua caliente para Baños y duchas, se cubre el 40%
84 Club Valle Escondido Servicios Recreación Bm KW 150 Producción de agua primaria, para calefacción, agua caliente sanitaria, piscina
85 Country Club Servicios Recreación Bm KW 240 Producción de agua primaria, para calefacción, agua caliente sanitaria, piscina.
20
86 Paihuen Servicios Recreación Bm KW 150 Producción de agua primaria, para calefacción, agua caliente sanitaria, piscina.
87 Club Stade Francais Servicios Recreación Sst m2 60
Calentamiento de agua sanitaria con ayuda de 4 bombas de calor y temperado de piscon ayuda de 5 bombas de calor.
88 Centro de alto rendimiento Servicios Recreación Sst ud 4 Colectores tubo de vacío para generación de ACS para duchas
89 Centro deportivo Calama Servicios Recreación Sst m2 40
Paneles solares térmicos para la generación de ACS para las duchas, satisface 90.00litros.
90 Llacolén (Concepción) Servicios Recreación Sst ud 3 Colectores tubo de vacío para duchas casa de remos
91 La Huayca, Iquique Servicios Recreación Fv KW 0,6 Bombeo solar ‐ 35 mt de altura ‐ Caudal 11m3/día
92 Cabañas el Maitén (La Serena) Servicios Recreación Eo KW 2,4 Parte de la energización del recinto
93 Copec‐San Fernado Servicios Combustible Gt/Sst/Eo KW/KW/KW 3/2,9/0,5 Satisfacer un porcentaje de la climatización, ACS del recinto e iluminación
94 Copec‐llay‐llay Servicios Combustible Eo KW s/i Satisfacer requerimientos eléctricos de las instalaciones
95 Copec Costanera Norte/Ruta 68 Servicios Combustible Sst m2 10 Satisfacer requerimientos de ACS de las instalaciones
96 Copec (Osorno) Servicios Combustible Eo KW 4 Energización de las instalaciones
97 Copec (Puerto Varas) Servicios Combustible Eo KW 4 Energización de las instalaciones
98 Colegio Santiago College Servicios Educación Gt KW 78 Satisfacer la climatización y ACS del colegio
99 Colegio Alemán de Santiago Servicios Educación Sst m2 45,2 ACS para baños y duchas de camarines
100 Colegio Alemán de Puerto Varas Servicios Educación Gt/Eo KW/KW S/I /4
Calefacción Geotérmica de Piscina y duchas del establecimiento. Dos aerogeneradore2 kW cada uno modelo Skystream 3,7
101 Colegio San Francisco Javier (Puerto
Varas) Servicios Educación Gt KW s/i 22.000 m2 Calefacción + ACS + Piscina 500 m3
102 Escuela Ines Gallardo (Llanquihue) Servicios Educación Gt KW 26 1600 m2 Losa radiante
103 Colegio Eduardo Frei Montalva Servicios Educación Sst m2 12 ACS para duchas de camarines
104 Escuela Los Linares de Casma Servicios Educación Gt KW s/i Calefacción Geotérmica y Agua Caliente Sanitaria del establecimiento.
105 Scuola Italiana Servicios Educación Sst m2 60
Suministro de agua caliente sanitaria y temperado de piscinas. Considera la integracióun sistema termo solar de 60 paneles, con sistemas de 4 bombas de calor D14LW y
bombas de calor para piscinas D45SP.
106 Colegio Alemán San Pedro
(Concepción) Servicios Educación Sst Ud 16 Colectores tubo de vacío para generación de ACS
107 Colegio Everest (Santiago) Servicios Educación Sst ud 8 Colectores tubo de vacío para generación de ACS
108 Colegio Swedenborg (Santiago) Servicios Educación Sst ud 1 Colectores tubo de vacío con termosifón para generación de ACS
109 Colegio San Jerónimo (La Serena) Servicios Educación Sst m2 15 Paneles Heat Pipe para calentar agua para duchas con un total de 1.500 litros
110 Colegio 1 Servicios Educación Sst m2 33,6 ACS para baños y duchas de camarines
111 Colegio 2 Servicios Educación Sst m2 683,2 ACS para baños y duchas de camarines, se agregan 4 bombas de calor
112 Colegio 3 Servicios Educación Sst m2 224 ACS para baños y duchas de camarines, se agregan 5 bombas geotérmicas
21
Cuadro 4.3: Aplicaciones de energías renovables en la industria.
113 Colegio 4 Servicios Educación FV KW 4 Abastecer parte del requerimiento eléctrico. Además de instala bomba de calor
114 Instituto de Capacitación Prisma Servicios Educación Sst m2 18 ACS Alumnos internos, 4000 litros
115 Universidad Adolfo Ibáñez (Viña de
Mar) Servicios Educación Bm KW 300 Producción de agua primaria de apoyo, para calefacción, agua caliente sanitaria.
116 Bodegas San Joaquín Servicios Logística Sst m2 2 47 tubos heat pipe
117 Centro de distribución LTS ‐D&S Servicios Logística Sst m2 67,5 Proveer ACS ducha operarios
118 Centro de distribución Distal Servicios Logística Sst m2 45 Proveer ACS ducha operarios
119 Imoto S.A. Servicios Servicio técnico autos Fv KW 0,7 Bombeo solar ‐ 130 mt de altura‐8m3 por día
120 Mall plaza el Roble (Chillán) Servicios Retail Sst ud 6 Colectores tubo de vacío para generación de ACS
121 Fallabela Servicios Retail Sst m2 s/i s/i
122 Sodimac Antofagasta Servicios Retail Sst m2 30
Proveer ACS ducha operarios y el casino‐ Además utilizan tecnología de Equipos evaporativos para clima (no usan compresores)
123 Sodimac Quilpué Servicios Retail Sst m2 30 Proveer ACS ducha operarios y el casino
124 Hospital Anga Roa Servicios Salud Sst m2 35 Paneles solares térmicos para ACS y bombas de calor
125 Hospital Antofagasta Servicios Salud Sst m2 640 Placas solares para generar hasta el 90% del ACS para las instalaciones
126 Clínica Dávila Servicios Salud Sst m2 400 Satisfacer requerimientos de ACS de las instalaciones con ayuda de 5 bombas de ca
127 Clínica Vida Sur (Puerto Montt) Servicios Salud Gt KW 26 700 m2 ‐ Losa radiante y radiadores
128 Clínica 1 Servicios Salud Sst m2 151,2 ACS para baños, a ello se le agrega una bomba de calor como apoyo.
129 Clínica 2 Servicios Salud Sst m2 739 ACS para baños, a ello se le agregan cuatro bombas de calor como apoyo.
130 Escuela de Carabineros de Chile Servicios Seguridad Sst m2 277,4 Tubos de vacío para ACS para 1200 estudiantes, 40000 litros de ACS
131 Policía de investigaciones Servicios Seguridad Sst m2 244 Edificio principal, camarines y piscina
132 Gasco (Puerto Montt) Servicios Abastecimiento de Gas Eo KW 2 Energización de las instalaciones
133 Komatzu Chile (Stgo) Servicios Importación Maquinaria Sst m2 25 Tubos de vacío para ACS, para duchas de operaciones (40 personas)
134 Komatzu Chile (Antofagasta) Servicios Importación Maquinaria Sst Ud 2 Colectores de tubos de vacío para 300 litros de ACS que cubren el 75% de la deman
135 Asiamerica Motors Servicios Importación Maquinaria Sst m2 12 ACS para proveer de 2.000 litros para duchas
136 Banco 1 Servicios Administración Fv KW 4,81 Generación de energía eléctrica
137 Sucursal BCI Servicios Administración Fv KW 4,8 Generación de energía eléctrica
138 Hogar de Ancianos Rosita Renard Servicios Cuidado Sst m2 22 ACS para baños (90 hospedados), 1500 litros
139 Hogar de Ancianos Lampa Servicios Cuidado Sst m2 20,25 ACS, para baños
Análisis de los datos
De un total de 139 empresas con aplicaciones renovables, sólo once de estas poseen
más de una tecnología renovable dentro de la misma planta o establecimiento, lo cual
serían una excepción dentro del universo catastrado con un total de 145 proyectos de
ERNC.
A continuación, se muestran el número de proyectos catastrado con sus respectivos
porcentajes. Esto dará cabida a determinar las conclusiones que ayudarán a definir los
sectores con los que se trabajará en la consultoría.
Tecnologías Cantidad Instalaciones %
Total Eo 11 7
Total Sst 78 54
Total Bm 17 12
Total Bg 4 3
Total Fv 16 11
Total Gt 18 12
Total Hy 1 1
Total Mm 0 0
Total 145 100,0
Cuadro 4.4: Número de empresas por tecnología aplicada.
Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 1: Porcentaje de participación de ERNC en la industrial.
La tecnología solar térmica es la más representativa de las instalaciones renovables,
es una tecnología madura y de rápida implementación. Si se analizan los usos de esta
tecnología se tiene:
7%
54%
12%
3%
11%12%
1%
0%
Eólica
Solar Térmica
Biomasa
Biogás
Fotovoltaica
Geotermia
Hidroeléctrica
Mareomotriz
23
Usos de tecnología solar térmica Cantidad %
Vinificación 3 5
ACS para duchas 57 73
ACS para duchas + Calefacción 10 12
Procesos y Otros 8 10
Total 78 100
Cuadro 4.5: Porcentaje de los principales usos de la tecnología solar térmica.
Fuente: Elaboración propia
Gráfico 2: Porcentaje según usos de la tecnología Solar térmica.
El gráfico 2 muestra, que el mayor porcentaje de aplicaciones solares térmicas está
destinado a satisfacer las necesidades de agua caliente sanitaria (ACS) para las
instalaciones con un 73%.
El 23% está destinado al ACS más calefacción, el 10% a procesos en la industria y el 4%
correspondientes al sector vitivinícola. Entonces se concluye, que este tipo de
instalaciones aun poseen comparativamente una baja utilización destinada a satisfacer
demanda de agua caliente en procesos industriales, lo que será un desafío para el
proyecto, puesto que habrá que definir otras formas de aplicar la tecnología en las
diferentes industrias escogidas.
El gráfico 1, indica los porcentajes de utilización de las tecnologías para generar
energía a través de las renovables en la industria, siendo la tecnología solar térmica de
baja temperatura la más utilizada. Este hecho permite deducir que esto sucede por
tres motivos: Es una tecnología madura, es sencilla y rápida de implementar en cuanto
a su versatilidad pues la demanda por agua caliente está presente en casi todos los
escenarios de la industria.
4%
73%
13%10%
Manólactica
ACS para duchas
ACS duchas + Calefacción
Procesos y otros
24
La presencia de la geotermia y del biogás están en segunda y tercera posición con un
12 y 11 % respectivamente. Ambas tecnologías están principalmente aplicadas en el
sector agropecuario y en una gran medida en el sector servicios.
La biomasa posee una aplicación principalmente en el sector agropecuario con un 58%,
luego en el sector servicios con un 23,5% y por último en el sector hotelero con un
17%.
La geotermia está implementada en el sector agropecuario en un 33%, en el sector
hotelero en un 28% y en el sector servicios en un 39%. Lo cual se deduce que posee
una utilización transversal.
La presencia de la geotermia resulta representativa dentro del universo de proyectos
en operación, pero es menos representativa si es comparada con la tecnología solar
térmica que satisface prácticamente los mismos requerimientos térmicos. La
geotermia debe penetrar aun más en el mercado chileno, con aportes de las bombas
de calor. (Para la geotermia, es necesario superar las restricciones legales, puesto que
aun no existe un marco regulatorio especial para las concesiones de exploración y
explotación en baja y media entalpía)
Existen países europeos, que han considerado la implementación de la geotermia
como una opción viable y eficiente, lo cual ha derivado en un uso a nivel masivo,
demostrando su fiel funcionamiento, como es el caso de Islandia por nombrar uno.
El caso de las implementaciones de biogás si bien aun su volumen no es considerable
con su 3% de representatividad dentro del total catastrado (no consideran plantas de
tratamiento), este porcentaje irá en aumento debido a que un amplio sector de la
industria agropecuaria posee un interés en desarrollar este tipo de proyectos.
Lo anterior debido principalmente a dos razones. La primera hace referencia al gasto
energético, puesto este es un sector de la industria de elevado consumo de energía
con respecto a su producción, ya sea en calor o electricidad, de modo, que el aporte
de una implementación renovable ayudaría a disminuir sus costos. Y la segunda
razón, hace referencia a que es un sector de la industria que necesita resolver de una
manera ambientalmente eficiente, el problema de la eliminación de los residuos
producidos en los procesos.
Por lo tanto, de lo anterior se concluye, que las renovables resolverían esa necesidad
dual que existe en gran parte de la agroindustria, por ello al día de hoy, se refleja un
mayor interés y esfuerzo por la implementación de este tipo de proyectos.
Para el caso de la agroindustria, la tecnología implementada para la generación de
biogás, es la aplicación de biodigestores. El biogás será el combustible el cual proveerá
25
a la empresa de energía térmica, eléctrica o ambas para el caso de cogenerar. Si bien
es una tecnología que posee un elevado costo en su inversión inicial, la inversión
resultará ser viable o acercarse a una factibilidad sobre todo para los casos donde su
uso sea para cogenerar. Se podría adelantar, que esta tecnología será una realidad
comercial en Chile, su costo disminuirá, y su demanda irá en un indiscutible aumento.
Las aplicaciones fotovoltaicas resultan ser una tecnología aun poco utilizada. Provee
parte de la generación de electricidad para un cierto proceso, o ayuda a satisfacer
parte de la demanda de la empresa.
Pero esta tecnología aun posee un elevado costo inicial lo que justificaría su utilización
en escenarios donde no existen los servicios eléctricos o existe una escasez de dichas
necesidades como son los sectores aislados. Además se suma el interés que existe por
parte de algunos actores de la industria que están interesados en poseer este tipo de
implementaciones como mecanismo para disminuir el consumo eléctrico proveniente
de la red eléctrica, intentando así contribuir al medio ambiente. Y están aquellas
empresas que consideran estas instalaciones como aporte de valor a su imagen
corporativa.
La consideración de una instalación fotovoltaica para el proyecto será estudiada en
caso que exista algún escenario particular que lo amerite, o el interés particular por
parte de alguna de las empresas participantes.
Al igual que la tecnología fotovoltaica, está la eólica, la que también genera
electricidad, y por ello se buscará su aplicación en casos de necesidad de bombeo solar
o bien, si existe un elevado recurso eólico.
A continuación se presenta el cuadro en el que indica los sectores de la industria que al
día de hoy han implementado energías renovables como forma de disminuir el costo
energético.
Sectores Cantidad %
Minería 4 3
Agropecuario 39 28
Industria manufacturera 11 8
Hostelería y restaurantes 27 20
Servicios 57 41
Total 139 100,0
Cuadro 4.6: Cantidad de empresas por industria con aplicaciones de ERNC.
26
Fuente: Elaboración propia
Gráfico 3: Porcentaje de participación de las ERNC por tipo de sector Industrial
El gráfico 1, acusa la tendencia de las tecnologías aplicadas permitiendo advertir los
esfuerzos que se han experimentado con respecto a este tema. Sin embargo, el
gráfico 3, muestra los sectores industriales que han implantado proyectos renovables.
El resultado obtenido contribuye una ayuda para perfilar la consultoría, puesto que
para el desarrollo de esta como ya se ha dicho, se elegirán aquellos sectores que ya
poseen implementaciones de energías renovables. Esto asegura, en alguna medida,
que los sectores industriales a elegir para el trabajo, demuestran mayor motivación en
generar este tipo de inversiones.
Sabiendo que existe una experiencia positiva sobre la incorporación de las E.R. en el
sector, legitima y asegura una cierta viabilidad del proyecto. Aquellas instalaciones en
operación podrían eventualmente constituir una referencia para la industria. El
conocimiento, la experiencia y el interés ferviente por este tipo de tecnologías
favorecerán una mayor velocidad de implementación, la cual constituye una condición
necesaria para el desarrollo de la consultoría.
Según el gráfico 3, el sector agropecuario con un 28% y el sector de servicios con un
41% resultarían ser los sectores con mayores aplicaciones renovables.
Tomando los dos sectores, servicios y la agroindustria se muestran los siguientes
gráficos.
3%
28% 8%
20%
41%
Minería
Agropecuario
Industria Manuf.
Hotelería
Servicios
27
Gráfico 4: Distribución en porcentaje de las tecnologías en el sector Agropecuario
Gráfico 5: Distribución en porcentaje de las tecnologías en el sector Servicios
El gráfico 4, representa el sector agropecuario, y este muestra que la presencia de los
sistemas solares térmicos son las instalaciones más requeridas. Pero la presencia del
resto de las tecnologías para ambos sectores resulta ser más pareja, salvo el caso de la
biomasa que se ha incorporado con mayor fuerza. Al sector agropecuario se agrega la
presencia de la tecnología para generación de biogás, que figura con un 0% en el
sector de servicios.
En ambos sectores se evidencia un interés en este tipo de implementaciones sumado a
la necesidad, ya comentada de algunos subsectores, en disminuir los gastos
energéticos. A ello se suma la necesidad de eliminar los residuos en la agroindustria, lo
cual las ERNC pueden hacerse cargo de su eliminación parcial o total.
Algunos sectores agropecuarios ya poseen importantes avances no sólo en eficiencia
energética sino que en aplicaciones renovables pues están sometidas a una exigencia
mundial como parte de su promoción y ventas, como resulta el sector vitivinícola.
9%
34%
23%
7%
13%14%
AGROPECUARIO
Eólica
Solar Térmica
Biomasa
Biogás
Fotovoltaica
Geotermia
12%61%
7%0%
8%12%
SERVICIOS
Eólica
Solar Térmica
Biomasa
Biogás
Fotovoltaica
Geotermia
28
En el gráfico 3, el sector de servicios como ya se ha comentado también un importante
41% el cual, el 61% de las instalaciones corresponden a sistemas solares térmicos
como se muestra en el gráfico 5. Este hecho hace suponer que es una tecnología de
rápida implementación y satisface una demanda puntual.
El sector servicios resulta ser representativo dentro de la economía del país, como
muestra la tabla siguiente, posee un porcentaje considerable del PIB Chileno.
Actividad Económica / Año 2008
Agropecuario‐silvícola 3,7
Pesca 1,2
Minería del cobre 5,5
Otras actividades mineras 1,2
Alimentos, bebidas y tabaco 4,8
Textil, prendas de vestir y cuero 0,7
Maderas y muebles 1,0
Papel e imprentas 1,9
Química, petróleo, caucho y plástico 4,2
Minerales no metálicos y metálica básica 1,2
Productos metálicos, maquinaria y
equipos y otros n.c.p. 2,0
Electricidad, Gas y Agua 1,8
Construcción 7,5
Comercio, Restaurantes y Hoteles 10,5
Transporte 7,3
Comunicaciones 2,8
Servicios Financieros y Empresariales 16,8
Propiedad de vivienda 5,4
Servicios Personales 10,8
Administración Pública 4,0
PIB Nacional 100
Fuente: Anuario Cuentas Nacionales 2008, Banco Central de Chile.
Cuadro 4.7: Participación sectores en PIB Nacional (% de participación)
Correspondiente al área de servicios, se tiene que el retail este está dentro del 10,4%
en el ítem comercio. Y considerados como parte del retail, están los supermercados e
hipermercados. Dicho sector ha demostrado un gran interés en la disminución del
consumo energético con la aplicación de la eficiencia energética en sus instalaciones
como mecanismo para la disminución de la demanda energética (datos entregados por
la AChEE). El estudio, y la eventual incorporación de E.R. permitirán continuar la línea
de trabajo que el sector ha comenzado en este ámbito, permitiendo la disminución de
los costos de su necesidad energética.
Su participación se ha considerado sobre una serie de factores como el interés que han
demostrado por participar en el proyecto, la representatividad que este subsector
29
poseen en el PIB, y por último, el área de supermercados está constituida por una gran
cantidad de locales, por ello posee un elevado nivel de replicabilidad. Entendiendo por
replicabilidad como la adaptación del modelo planteado en un escenario base, para
posteriormente pueda ser aplicado de forma adaptativa al sector, según cada
escenario particular.
Otros sectores que poseen un escenario favorable para desarrollar la consultoría, es el
sector minero y el sector de la industria manufacturera. Aunque su representatividad
sobre el universo de empresas catastradas sea menor, estos poseen gastos elevados
de energía por lo que serán considerados como potenciales sectores a trabajar.
De la lista de proyectos de ERNC catastrados, se han eliminado las empresas que su
finalidad son los servicios de recepción de basura. Estos botaderos de residuos, se
pueden transformar en plantas generadoras de biogás como es el caso de varias
registradas a nivel nacional. Estas ya poseen experiencia y conocimiento en este tipo
de implementaciones. La determinación de su eliminación se ha considerado, puesto
que el biogás generado podría considerarse como parte de su producto final y no
como una solución para energizar una parte del proceso del mismo botadero. Por ello,
este sector de la industria, por su característica particular, se ha dejado fuera del
análisis.
Por último, se han eliminado también aquellas empresas que poseen desechos de
maderas o papel. Estas, de forma “natural”, aprovechan sus desechos para la quema,
permitiendo así generar calor o electricidad según sus necesidades. Este es un sector
maduro, donde poseen los recursos, y en algunos casos, el suficiente volumen de
residuos que les permita el funcionamiento autónomo de la planta.
Para el desarrollo de la consultoría ONUDI, se interesará aportar sobre empresas de
sectores donde la contribución del trabajo a desarrollar sea relevante y ojala
substancial. Se considerarán, sobre todo, sectores de gastos energéticos elevados y
que posean un amplio número de empresas.
30
5. ÁREAS INDUSTRIALES A CONSIDERAR
El capítulo anterior ha identificado los sectores mas perceptivos y abiertos a generar
aplicaciones renovables dentro de sus procesos, concluyendo que principalmente el
sector de la Agroindustria resultaría el más idóneo para ejecutar la consultoría. A ello
se suma el sector de la minería, industria manufacturera por su elevado consumo
energético, sumado el retail, los que han manifestado un interés explícito en
participar.
Por ello, antes de ejecutar la lista con las empresas que serán candidatas potenciales a
pertenecer a la cartera de proyectos, se analizarán brevemente, aquellas áreas, que se
estima, poseen un mayor potencial para participar en el trabajo. Los sectores más
destacados se muestran a continuación, y su desarrollo ha sido tomado en gran
medida, por un trabajo anterior realizado por el PRIEN, titulado “Caracterización
preliminar del mercado de energías renovables en Chile para Aplicaciones
Industriales”, sin embargo se ha intentando complementar aunque fuera con aportes y
consideraciones menores:
- Industria de la fruta
- Industria de alimentos procedentes de pescado
- Cultivo de pescado
- Industria del vino
- Industria de la carne
- Industria lácteos
- Minería – Industria del Cobre
- Retail
5.1 Industria de la fruta
Los cultivos frutícolas se extienden ampliamente en el país, desde la III a la X región.
Para el cultivo de árboles frutales o verduras se tiene como único proceso el riego.
Para ello existen sistemas de bombeo de distintos tamaños y características según los
requerimientos específicos de cada planta.
En muchos casos la fruta recolectada requiere someterse a bajas temperaturas de
modo de aumentar su vida útil y asegurar la calidad durante el traslado. Según el tipo
de frutas se tiene diferentes exigencias de frío que van aproximadamente entre ‐2 ºC y
13 ºC.
31
Si la fruta, en caso que no sea consumida como producto final, esta es procesada para
elaborar distintos sub productos, para esos casos las necesidades de calor y/o
electricidad aumentan, puesto que las temperaturas pueden variar de bajo cero hasta
los 300 ºC aproximadamente.
Oportunidades para las ERNC
Como el principal requerimiento energético de la agricultura corresponde al riego, la
mayor oportunidad de introducción de ERNC se constituirá básicamente en bombeo
solar y/o eólico. Esto dependerá de la disponibilidad del recurso.
Será necesario las mediciones de recurso, que para el caso eólico el funcionamiento de
la turbina dependerá de una velocidad mínima y máxima para su óptimo
funcionamiento.
Existen molinos eólicos que bombean mecánicamente el agua, ahora, para el caso del
las ERNC hablamos de aquellas que generan energía eléctrica para energizar las
bombas de impulsión de agua. Los paneles fotovoltaicos cumplen la misma función,
energizar las bombas sumergidas en los pozos, canales, estanques.
La condición eólica se ve condicionada tanto por la estación del año como por la hora
del día, y la localidad.
Se podría considerar la introducción de paneles solares térmicos dentro de la industria
de frutas, puesto que algunas empresas exportadoras requieren agua caliente para el
lavado de la fruta antes de ser embasada.
Para los casos en que la empresa frutícola genera productos secundarios con la fruta,
existirán residuos producidos en los procesos industriales, los cuales según sea el caso,
habría que valorarlos como residuos para la generación de biomasa o para la
producción de biogás, pudiendo ser de valor para la generación de energía térmica y
eléctrica según el caso.
5.2 Industria de alimentos procedentes de pescado
Las plantas de producción de harina de pescado se encuentran principalmente en el
norte del país, I y II región, mientras que las plantas de producción de conservas de
pescado se encuentran ubicadas principalmente en el sur de Chile, entre las VIII y X
región.
En todas las industrias de conservas de alimentos existen una serie de procesos
equivalentes dependiendo del producto terminado como son las conservas de pescado
que van desde el pescado cortado y congelado a los enlatados y comidas pre‐hechas.
32
En estos casos todos los productos deben pasan por un proceso de esterilización que
demanda las mayores temperaturas del circuito (pelado, cocción, secado, congelado)
que van desde los ‐18ºC hasta los 190ºC.
Oportunidades para las ERNC
Las plantas ubicadas en el norte de Chile podrán satisfacer una demanda en calor
superior a los 70º con unidades de tubos de vacío, pero para mayores temperaturas
resulta dificultoso saciar tal demanda térmica puesto que la implementación de una
caldera de biomasa resulta inviable para las zonas del norte de Chile, suponiendo que
el precio de la biomasa las hace inviable en su inversión.
Sin embargo, los procesos de calor en la elaboración de conservas de pescado, cuyas
plantas se encuentran principalmente en la VIII región, se puede utilizar energía solar
para el precalentamiento de las redes de agua caliente, con el fin de ahorrar
combustible utilizado para estos fines o la incorporación de una caldera de biomasa
que entregue la necesidad térmica de la planta.
5.3 Cultivo de pescado
La mayoría de los cultivos de pescado se encuentran entre la VII y la XII región.
La primera etapa del cultivo de salmones y truchas se realiza en piscinas, cuya
temperatura debe ser mantenida dentro de ciertos rangos para el correcto
crecimiento de la especie. Las temperaturas óptima para el crecimiento de los
salmones del pacífico es de 15ºC y las truchas de 17ºC. Lo cual hace que sea
importante poder lograr estabilizar la temperatura anualmente. La sección de
hatchering se debe mantener el agua a 1º C de modo de controlar el nacimiento de los
alevines.
Oportunidades para las ERNC
Los cultivos de mariscos, necesitan circulación de agua, inyección de oxígeno y control
de la temperatura para asegurar el correcto crecimiento de las especies.
Para la cría de salmones los requerimientos son relativamente bajos por lo cual es
posible cubrirlos con geotermia directa, se deberá acoplar al circuito una bomba de
calor para cubrir el gradiente térmico. Si existieran fuentes termales, se aprovechará el
recurso de modo de hacer el proceso más eficiente.
Para generar la circulación de agua, en los casos de crianza de los mariscos, se necesita
elevar un importante caudal de agua de forma contante, además de la inyección de
oxígeno en cada una de las piscinas. Para esta elevada demanda eléctrica existiría la
33
posibilidad de generar aportes con energía fotovoltaica y eólica, y eventualmente la
implementación de una minihidro si las características del lugar lo permitieran.
5.4 Industria del vino
Las plantas y bodegas productoras de vino se encuentran, en su mayoría, en los valles
de la zona central, concentrándose en la V, RM y VI. Se estima que hoy en día existen
en Chile aproximadamente 340 viñas.
Los principales procesos en la industria vitivinícola corresponden al acondicionamiento
del producto el cual debe mantenerse a temperaturas dentro de ciertos rangos para su
fermentación y posterior almacenaje. Por lo cual, durante el verano el proceso
requiere enfriamiento de bodegas y de cubas de fermentación, y durante el invierno
estos mismos deben calentarse. El proceso que requiere una mayor temperatura
corresponde al lavado de barricas, la cual debe realizarse a un mínimo de 90ºC, los
demás procesos requieren rangos de temperaturas bastante menores que van entre
los ‐1 a 40ºC según el tipo de proceso.
Oportunidades para las ERNC
La industria vitivinícola presenta dos rangos de temperatura en sus procesos, uno bajo
que corresponde al acondicionamiento de espacios para la fermentación y mantención
del vino uno de bajas temperaturas correspondiente al acondicionamiento de los
espacios de fermentación y mantenimiento de barricas. Se podrán generar
instalaciones que vayan desde calderas de biomasa, bombas de calor o sistemas
solares térmicos. Si se quiere obtener a partir de la implementación calor o fría se
deberá optar por bomba de calor.
Para el rango elevado de temperatura lo ideal será utilizar calderas de biomasa, de
modo de asegurarse poder cumplir con el requerimiento. Otra opción técnicamente
viable consiste en la opción de precalentar el agua con paneles solares térmicos.
5.5 Industria de la carne ‐ Crianza y faena
Los procesos contemplan temperaturas bajas y medias. Para la segunda van entre los
desde los 45 a 90ºC para lavado y esterilización, para la cocción se necesita
temperaturas de entre 90 y 100ºC. Luego las temperaturas bajas irán entre los 15º C
para la matanza y hasta los ‐38 ºC en congelado. Las zonas de crianza fluctúan en
valores de baja temperatura, los cuales aportan para el crecimiento del cerdo y para el
lavado del plantel
Oportunidades para las ERNC
34
Existe un importante potencial de biogás asociado a la utilización de estiércol animal,
considerando la producción de este desecho por parte de la industria de la carne se
presenta entonces una oportunidad de introducción de esta alternativa energética, la
cual favorece el hecho que la empresa esté integrada como una sola unidad pues así se
evita el traslado del estiércol, que en algunos casos este hecho lo haría inviable.
La utilización de biogás podría cubrir tanto los procesos de calefacción que van de 60ºC
a 100ºC, como los de refrigeración, que van de ‐15ºC a 15ºC. Existe una importante
fuente de información sobre el potencial de biogás que puede producirse a partir de
estiércol animal. El biogás podrá permitir la generación de calor como eléctrica lo cual
puede ser interesante para las empresas.
Se agrega, que el diseño de un biodigestor ayuda a la degradación biológica de los
desechos, lo que ayuda a las empresas a resolver de forma parcial o total el problema
de los riles en los procesos de crianza o faena.
Los residuos más empleados para la producción de biogás son los estiércoles de
bobino, porcino y ovino que permiten una descomposición sencilla para la generación
de biogás. Sin embargo, el guano de aves posee un alto contenido de nitrógeno
amoniacal produciendo inhibición bacteriana, pero esta sería una característica posible
de tratar.
Si bien podría cubrirse con biogás toda la demanda energética requerida para el
proceso industrial en la faena de la carne, siendo este el escenario más idóneo, es
importante considerar que existe la posibilidad de complementar la tecnología
principal con otras tecnologías renovables.
5.6 Industria lácteos
Las principales planta de fabricación de productos lácteos, se concentra
principalmente en la zona sur del país, desde la octava a la décima región, claramente
son plantas que están privilegiando la cercanía de las materias primas.
En el sector lácteo el consumo energético corresponde principalmente a electricidad y
combustible. Los principales equipos empleados para tratamientos térmicos a la leche
corresponden a intercambiadores de calor del tipo de carcasa y tubo, y de placas.
También hay procesos de precalentamiento de la leche dependiendo del tratamiento y
del producto final.
Durante el proceso existen diversas etapas donde es necesario equipos de
enfriamiento como en el almacenamiento y enfriado, como es el caso de la fabricación
de queso se requiere la necesidad de banco de hielo para el proceso de salado y luego
las cámaras de maduración o las refrigeración. Hay procesos de acción mecánica, como
35
el empleo de batidoras, y de bombeo, como extracción de agua de pozo. En los
procesos se necesitan temperaturas que van entre los 7ºC y los 240ºC.
Oportunidades para las ERNC
Dada la ubicación de la industria láctea, principalmente en la zona sur del país, no
cuenta esta con recursos importantes asociados a su ubicación geográfica, salvo el
eventual abastecimiento de biomasa de la industria forestal para la incorporación de
una caldera de biomasa.
Además existirá la posibilidad de implementar energía geotermia o bombas de calor
para satisfacer algunas demandas del proceso.
Sin embargo, para este sector de la industria, el recurso energético mas conveniente es
el del biogás producido a partir de estiércol de vacuno o los riles y suero, producidos
de la fabricación de productos lácteos como quesos, yogourt, mantequilla. Los riles y el
suero también podrá ser aprovechado en la generación de biogás por su elevada carga
orgánica.
Al igual que en la industria de la carne, la producción de lácteos está ligada a la
generación de estiércol proveniente de vacuno específicamente, residuo apto para la
generación de biogás.
También puede ser empleado el biogás producido para refrigeración (enfriamiento por
absorción) como la generación de electricidad para el consumo interno o la venta
inyectando a la red.
5.7 Minería ‐ Industria del Cobre
El grueso de la producción de Cobre se concentra en las regiones del norte y centro del
país.
La industria del cobre posee importantes consumos energéticos asociados a la
producción de este mineral. En general, la producción de cobre se puede separar en 2
ramas: Pirometalurgia e Hidrometalurgia. Ambos tipo de procesos poseen un inicio
común, en donde el mineral es extraído de la mina para pasar a los procesos de
chancado y molienda.
La producción de cobre por Pirometalurgia involucra una etapa de flotación, en donde
el mineral de cobre se mezcla con grandes cantidades de agua, para luego obtener un
concentrado con un contenido de cobre de aproximadamente 30%, el que se envía
luego a fundición. Los resultados finales son concentrados de cobre y ánodos de cobre,
estos últimos con un 99% de pureza. Hay una sección del proceso con importantes
requerimientos de calor a baja temperatura. Para mantener una alta pureza de cobre
36
en el cátodo, así como para asegurar el crecimiento laminar del cobre sobre la placa,
se requiere mantener el electrolito a una cierta temperatura durante todo el día y el
año.
La rama de la Hidrometalurgia, por otro lado, posee como fin la generación de cátodos
electro‐obtenidos de alta pureza, a través de procesos completamente distintos a los
de la Pirometalurgia. Luego del proceso de chancado y molienda, se construyen pilas
de mineral molido, las cuales son regadas con una solución acuosa alta en ácido
sulfúrico. Esta solución reacciona con el mineral de la pila, absorbiendo la mayor parte
del cobre contenido en él, en conjunto con otras impurezas. Así, se extrae la mayor
cantidad del cobre, el cual se encuentra en baja concentración en la solución acuosa,
en conjunto con una serie de otros elementos e impurezas. A este proceso se le
conoce como lixiviación del cobre (LX).
Es importante destacar que en este caso el fluido de trabajo utilizado para calentar el
electrolito es agua caliente, no vapor, temperaturas que podrían ser cubiertas con
paneles solares térmicos.
Oportunidades para las ERNC
La industria del cobre se ubica principalmente en zonas con un recurso solar muy alto,
el cual con una tecnología adecuada permite trabajar con vapor a temperaturas
mayores a 100ºC, de forma de cumplir con los requerimientos en sus procesos.
En el caso de la energía solar, las principales oportunidades para esta serían los
procesos de calentamiento de electrolito y lavado de cátodos y ánodos en los procesos
de electro‐obtención (EW) y electro refinación (ER). Los requerimientos de
temperatura en el agua circula a través de los colectores solares como el
Calentamiento electrolito en ER Agua/Vapor de 80 a 100 ºC. Calentamiento electrolito
EW Agua/vapor de 80 a 100 ºC y lavado de cátodos y ánodos en aguas entre 70 y 80 ºC
Una tecnología solar posible corresponde a la de colectores de tubos al vacío, la cual
puede trabajar con eficiencias moderadas en el rango entre 70 y 100°C. Esta
tecnología podría ser utilizada de forma tal de satisfacer grandes requerimientos de
calor como los de la minería.
5.8 Retail
Para entender lo que es el retail necesariamente hay que conocer quiénes son los
actores que lo componen, entre los que se encuentran las tiendas por departamentos
y por especialidad, los supermercados, las multi‐tiendas y los comerciantes minoristas,
los que venden sus productos a la población. Este sector es reconocido y corresponde
a una parte importante del PIB nacional.
37
Dentro del sector retail se encuentran los supermercados y los hipermercados, los
cuales poseen consumos energéticos con poca variación durante todo el año.
En Chile el nivel de supermercadismo está bastante desarrollado, comparado con
América Latina, pero queda mucho por crecer si se observan los estándares europeos
o norteamericanos, que tienen una penetración en el canal del orden del 80,85%. En
Chile es de alrededor de un 62%, por lo que existe espacio para seguir creciendo.
Sin embargo, este segmento es amplio en términos de replicabilidad puesto que existe
a lo largo del país un amplio número de estos sumado con ello un gasto energético
importante.
El sector de los supermercados posee un consumo energético elevado por tema de
refrigeración y climatización de los locales. Además en la iluminación de los recintos
Oportunidades para las ERNC
La industria de los super e hipermercados se ubican a lo largo de todo el país, por lo
que el recurso disponible dependerá de la zona donde estos se sitúan.
En el caso de la energía solar, las principales oportunidades para esta serían los
procesos de calentamiento de agua para sus procesos de climatización. Como se dijo
anteriormente. Los de colectores de tubos de vacío, pueden trabajar con eficiencias
moderadas en el rango entre 70 y 100°C. Esta tecnología podría ser utilizada de forma
tal de satisfacer grandes requerimientos de calor si es que fuera necesario.
Además se podrá considerar la tecnología de sistemas de geotermia si el
emplazamiento posee el recurso.
Cabe destacar que existirá la posibilidad de generar electricidad si se posee recurso
solar y/o eólico, este a evaluar en los casos correspondientes.
Eventualmente, se podría considerar una caldera de biogás si existiera un volumen de
desperdicios considerable producidos por el establecimiento, generalmente residuos
de alimentos.
38
6. OPORTUNIDADES RELEVANTES IDENTIFICADAS
A partir del capítulo anterior se tiene que las principales oportunidades para a
introducción de energías renovables se encuentran en:
Las implementaciones solares térmicas podrían eventualmente estar presentes
en casi todos los sectores de la industria, puesto que los requerimientos
térmicos de baja temperatura está presenten en casi la mayoría de empresas.
Las industrias que manejan residuos orgánicos, ya sea por medio de la
utilización de biomasa como de biogás. Permitirá reemplazar la demanda
energética de los procesos mediante calderas convencionales de biomasa o
mediante la incorporación de un biodigestor
Las industrias ubicadas en zonas con recurso solar alto donde colectores de
tubos al vacío pueden satisfacer requerimientos de temperaturas menores a
70º y colectores por concentración pueden satisfacer requerimientos de mayor
temperatura. También se podrán instalar sistemas fotovoltaicos que podrán
generar la máxima energía para los casos de mayor irradiación solar.
Las industrias ubicadas en zonas de recurso solar medio y alto con
requerimientos de temperaturas menores a 70º, se propondrá la utilización de
recurso solar para precalentamiento de agua. Si fuera este escenario,
eventualmente podría ser aplicable a la totalidad de industrias.
Utilización directa de geotermia, debido a que existe información exacta sobre
la ubicación de fuentes termales en zonas donde se ubican diversas
aplicaciones industriales, existe entonces la oportunidad de aprovechar tales
recursos para usos térmicos en la industria, como generación de frío o calor.
También se podrán aprovechar aguas de procesos, cuyas temperaturas en
muchos casos es elevada (con respecto a al agua de red o pozos), y que a través
de las bombas de calor logran elevar el gradiente térmico necesario para algún
proceso determinado.
Tecnologías de acondicionamiento, correspondiente principalmente a la
utilización también de las bombas de calor, las cuales, si bien no reemplazarán
un porcentaje importante de consumo energético a nivel nacional, se
presentan como una alternativa interesante para acondicionamiento de
espacios.
Utilización de bombeo eólico en la agricultura, se incluye dentro de los análisis
puesto que es una alternativa interesante como reemplazo y sobre todo para
39
lugares aislados o para empresas que poseen elevado gasto ene electricidad o
petróleo.
Resumen de tecnologías y usos
Se adjuntan dos tablas de resumen, como complemento de lo anterior, aquellas
industrias que presentan una o más oportunidades para la introducción de ERNC. Se
considerará el aporte de las tecnologías renovable con capacidad de generación
eléctrica (Fotovoltaica y eólica).
RECURSO CONVERSION USOS
FV Torque/Térmico Apoyo eléctrico
Viento Torque
Potencia Mecánica Motor/Molino
Hidráulico Bombeo de agua Riego/Desalinización
Solar
Térmico
Calentamiento de agua/vapor Secado/Calentamiento
piscinas/invernaderos/Crianza
Animales/calefacción/Refrigeración
Geotérmico Intercambiador de calor
Refrigeración
Biogás Combustible
Torque
Biomasa Térmico
Cuadro 6.1: Tipos de recurso y sus usos (Fuente: PRIEN)
USOS SECTORES
Motor
Industria
Alimentos/Tabaco
Molino Textil
Calentamiento Agua/Vapor Madera/Papel
Secado Químicos
Refrigeración Plásticos/Metalurgia
Motor Minería
Carbón/Petróleo/Metales/otros Calentamiento Agua/Vapor
Silvo‐Agropeciarios
Agricultura Riego
Invernaderos Ganadería
Crianza animales Silvicultura
Refrigeración Forestal
Calentamiento Piscinas Turismo
Hoteles
Calefacción Termas
Refrigeración Pesca Pesca
Piscicultura
Refrigeración Comercio Comercio/Servicios
40
Cuadro 6.2: Tipos de usos y sectores asociados (Fuente: PRIEN)
El análisis anterior, en conjunto con una caracterización de las potencialidades
energéticas (disponibilidad de desarrollo de ERNC), permitirán evaluar las
reales potencialidades y viabilidad de desarrollar nichos de mercado para las
ERNC en sectores específicos.
41
7. CRITERIOS PARA LA ELECCIÓN DE LAS EMPRESAS
Una vez habiendo determinado cuales son los sectores industriales de interés, se
desarrolló una lista que contiene las posibles empresas de los sectores más idóneos
para realizar el trabajo. Como primer paso para determinar estas, se debió contactar
alguna de las entidades, que están en referencia en el Cuadro 1 del punto 4.
Dichas entidades, entre estas las asociaciones, son las que poseen información de
aquellas empresas más óptimas para desarrollar la consultoría, puesto que conocen los
esfuerzos que las empresas han realizado en el ámbito de implementaciones de
eficiencia energética, y cuyos pasos a seguir, en la misma línea, consisten en la
disminución del costo de la energía consumida con la aplicación de las alternativas
renovables.
Las instituciones que han aportado información para la lista en cuestión son:
Fundación Chile, APA, ASPROCER, Agencia Los Ríos, CPL, AChEE y ASOEX. La
determinación de las empresas se hizo bajo ciertos criterios, estos explicados unos
párrafos más adelante.
Se ha completado una lista de 84 empresas que compitieron para ser elegidas como
parte de las 10 compañías que iban a constituir la cartera de proyectos. Sobre cada
una de estas, se generó el perfil indicado como requerimiento en el desarrollo del
trabajo.
Como se comentó anteriormente, para la elección de las empresas y así constituir la
lista de empresas, fueron considerados una serie de criterios, estos definidos en
conjunto con el CER.
Los criterios se podrían resumir en 4, y se presentan como:
a. Empresas PYMES:
En primera instancia se buscaron empresas en las que una intervención, en
implementar una tecnología renovable, pueda ser un aporte representativo y una
oportunidad de valor para la empresa. Este hecho hace suponer que el impacto y
contribución será mayor sobre las empresas PYMES.
Sin embargo, se tomarán en cuenta también aquellas empresas de mayor tamaño que
demuestren un interés por participar en el proyecto. Se agrega a ello, que las
42
empresas de mayor volumen se componen de diferentes plantas o unidades, pudiendo
ser tomada cada una de estas como un ente independiente y no como una totalidad.
Con el desarrollo del presente trabajo existió una cercanía con la industria, esto
permitió observar, que si bien las empresas grandes hacen suponer que poseen
recursos para desarrollar tal inversión, en una amplia mayoría, la realidad no da cuenta
de lo mismo, puesto que muchas de estas aun desconfían de las capacidades
beneficiosas de las tecnologías de energías renovables.
Las empresas pretenden iniciar su incursión en la materia con ayudas e incentivos. Y
estas, una vez crean y confíen en la capacidad de generación de la tecnología
propuesta, tendrán la convicción para replicarla en el resto de las unidades, lo cual es
un punto interesante a tomar en cuenta.
b. Empresas que ya posean implementaciones de Eficiencia Energética:
Este criterio garantiza, que al momento de la selección de una empresa, esta posea
conocimiento y control de su gasto energéticos, poseen un conocimiento sobre sus
necesidades energéticas, lo que favorece el dimensionamiento de las instalaciones
renovables evitando su sobredimensionamiento. Esto evidentemente favorecerá el
desarrollo de los perfiles.
c. Empresas que tengan un % elevado de consumo v/s producción:
Se deberá analizar el gasto energético con respecto a la producción que posea cada
empresa, de este modo, se priorizarán aquellas empresas que poseen mayores gastos
energéticos v/s producción. Este ratio permite que las empresas puedan ser
comparadas entre sí para analizar sus consumos energéticos. Esto garantizará que el
trabajo a realizar resulte un aporte sobre empresas que poseen un gasto energético
mayor.
d. Replicabilidad:
Si bien es uno de los puntos requeridos para el desarrollo de la consultoría. Se ha
logrado dilucidar a través de los distintos contactos generados, que resulta importante
elegir empresas con un amplio número de empresas por sector, de modo que quede
establecida una potencialidad a desarrollar en el futuro. Entendiendo, que la
replicabilidad de una propuesta desarrollada sobre una empresa, perteneciente a una
cierta industria determinada, corresponderá a la adaptación de esta propuesta sobre
cada escenario particular que posee cada empresa perteneciente a la misma industria.
Los criterios anteriores permiten la elección de los sectores y generar la lista de
potenciales empresas sobre las cuales se desarrollará la consultoría. Si bien los
43
sectores mas recomendados para enfocar el trabajo se reducen básicamente a la
agroindustria, la lista de empresas igualmente contendrá otros sectores, estos
comentados en un capítulo anterior.
Dentro de las 84 empresas se pretendió incluir una diversificación de sectores
industriales y a su vez una diversificación geográfica como es el norte, centro y sur del
país.
Para poder elegir de la lista general, aquellas empresas que son más apropiadas para
participar en la consultoría, se desarrolló un método particular, que permitió tal
efecto, lo que constituirá un filtro eficaz y certero de selección. El método será
explicado en el punto 8.
A continuación se muestra la tabla 7.1 con la lista de las empresas que se invitaron a
participar en la primera etapa del proceso para la elección.
44
Empresas Sector Tipo proceso Lugar Nombre Mail
1 Team Foods Chile S.A. Agroindustria Grasas comestibles Santiago Daniel Lorca [email protected]
2 Quillayes de Peteroa Ltda. Agroindustria Lácteos Santiago Juan Esteban Fernández [email protected]
3 Agrícola Ancalí Agroindustria Lácteos Los Angeles Aníbal Pacheco [email protected]
4 Manuka Agroindustria Lácteos Puerto Octay Juan Carlo Petersen [email protected]
5 SAVAL F.G. Agroindustria Lácteos Los lagos Miguel Santa María [email protected]
6 COLUN Agroindustria Lácteos La Unión Dieter Uslar [email protected]
7 Sagalú‐Sociedad agrícola La Unión Agroindustria Lácteos La Unión Roberto [email protected]
8 Hacienda Chada Agroindustria Viña‐Leche Paine Carlos Reyes [email protected]
9 Surfrut Agroindustria Alimentos‐Deshidratación Curicó Felipe Torti [email protected]
10 Packing y Servicios Rucaray S.A. Agroindustria Exportadora Rancagua Daniel Vieira [email protected]
11 Frutícola Atacama Agroindustria Exportadora Santiago Gonzalo Donoso [email protected]
12 Cecinas Montina Agroindustria Faenadora cecinas El Monte Nicolás González [email protected]
13 Cecinas San Jorge Agroindustria Faenadora cecinas Santiago Eduardo Pizarro [email protected]
14 Productos Fernández S.A. Agroindustria Faenadora cecinas Región del Maule Cristobal Moreno [email protected]
15 Cecinas Llanquihue Agroindustria Faenadora cecinas Región de Los Lagos Enrique Modinger [email protected]
16 Omeñaca S.A. Agroindustria Faenadora cecinas Región de Valparaíso Eduardo Omeñaca [email protected]
17 CIAL Alimentos Ltda. Agroindustria Faenadora cecinas Región Metropolitana Gabriel Molina/María Luz [email protected]
18 Agrícola Super LTDA Agroindustria Faenadora cecinas Rancagua Francesco Fenzo Rossi [email protected]
19 Agrícola AASA S.A. Agroindustria Cerdos y bobinos Santiago Alejandro Gebauer [email protected]
20 Agrícola Santa Lucía LTDA Agroindustria Cerdo y Frutas Santiago Pablo Espinoza [email protected]
21 Comercial Maxagro Agroindustria Cerdo y Frutas Santiago Bernardo Lyon [email protected]
22 Agrícola Tarapacá LTDA Agroindustria Aves Arica Diego Berrios [email protected]
23 Sopraval LTDA Agroindustria Aves La Calera Jorge Dumont [email protected]
24 Agrícola Genética Porcina Agroindustria Cerdos Colina Juan Manuel Castro [email protected]
25 Agrícola Ariztía Agroindustria Aves La Cisterna José Ramón Villar [email protected]
26 Agrícola Chorombo Agroindustria Cerdos Melipilla Nicolás Hiriarte [email protected]
45
27 Agroindustrias El Paico ‐ Ariztía Agroindustria Aves El Monte Sandra Moggia [email protected]
28 Contador Frutos Agroindustria Frutos Coquimbo Sergio Pereira [email protected]
29 Agrícola San Clemente Ltda Agroindustria Frutos San Clemente Felipe Hughes [email protected]
30 Aconcagua Foods S.A. Agroindustria Frutos Planta Talca Andrés Soto [email protected]
31 Agrícola Frutos del Maipo Agroindustria Frutos Planta Linderos Gabriel Correa Reyes [email protected]
32 Agrofoods Central Valley Chile S.A. Agroindustria Frutos Planta Malloa Javier Ramírez/Carolina [email protected]
33 Agrocepia S A Agroindustria Frutos Planta Talca Felipe Rius [email protected]
34 Alimentos y Frutos S.A. Agroindustria Frutos San Fernando Gonzalo Bachelet [email protected]
35 Frutas y Hortalizas del Sur S.A. Agroindustria Frutos Planta San Carlos Marcelo Muñoz mmunoz@frusur‐comfrut.cl
36 Conservera Pentzke S.A. Agroindustria Frutos San Felipe Patricio Pentzke [email protected]
37 Agrícola el Monte ‐ Friosa Agroindustria Frutos El monte Elizabeth Ellmen [email protected]
38 Invertec Foods Agroindustria Frutos Santiago Jorge Ollé [email protected]
39 Invertec Natural Juice Agroindustria Frutos Santiago Jorge Ollé [email protected]
40 Invertec Frozen Agroindustria Frutos Santiago Felipe Vela [email protected]
41 Biofrut S A Agroindustria Frutos San Antonio Gert Butendieck [email protected]
42 Via Wines Group Agroindustria Vinos Santiago Víctor Baeza [email protected]
43 Viña Montes Agroindustria Vinos Santiago Andrés Turner [email protected]
44 Viña Miguel Torres Agroindustria Vinos Curicó Marco Herrera [email protected]
45 Viña Pérez Cruz Agroindustria Vinos Paine José Ignacio Laso [email protected]
46 Uni Agri Copiapó Agroindustria Producción plantas frutales Paine Daniel García [email protected]
47 Comercial Panamericana S.A. Agroindustria Cultivo Mariscos Coquimbo Aldo Jiménez [email protected]
48 Abalones Chile S.A. Agroindustria Cultivo Mariscos Coquimbo Roberto Medina [email protected]
49 Agrícola las Mercedes del Limarí Ltda. Agroindustria Flores Limarí Andrés O`ryan [email protected]
50 Live Seafood Chile Agroindustria Mariscos Coquimbo Alex Poblete [email protected]
51 Pesquera Alcar Agroindustria Mariscos Tongoy Gonzalo Alcalde [email protected]
52 Cultivos Abalone Agroindustria Mariscos Coquimbo Michael Schneider [email protected]
53 Seafood Resources Chile S.A. Agroindustria Mariscos Coquimbo Claudio Olivares [email protected]
46
54 Aquamont Agroindustria Mariscos Puerto varas Elias Errázuriz [email protected]
55 Agrícola Valle Quilimarí LTDA. Agroindustria Olivas (Aceite) Los vilos Julio Oyaneder [email protected]
56 Frigorífico Malloco Agroindustria Frigorífico Peñaflor Hugo Salvestrini [email protected]
57 Comercial El Rosario Agroindustria Pisquera III Francisco Bou Ruiz‐Aburto [email protected]
58 Agrícola e Inmobiliaria San Félix Agroindustria Pisquera IV Eduardo Mulet [email protected]
59 Cooperativa Agrícola Pisquera Elqui Ltda. Agroindustria Pisquera IV Roberto Salinas Morán [email protected]
60 Hacienda Mal Paso y Cía. Ltda. Agroindustria Pisquera Ovalle Gonzalo Achelat [email protected]
61 Agroproductos Bauza y Cía. Ltda. Agroindustria Pisquera IV José Miguel Bauzá [email protected]
62 Compañía Pisquera de Chile S.A Agroindustria Pisquera RM Patricio Jotar [email protected]
63 Comercial Rio Blanco Agroindustria Textil Santiago Ricardo Parham [email protected]
64 Tejidos Caffarena Agroindustria Textil Santiago Pablo Sánchez [email protected]
65 Feltrex Agroindustria Textil Santiago Antonio Cisternas [email protected]
66 Pesquera Grimar S.A. ‐ Friosur Agroindustria Pesca Santiago Edgardo Avello [email protected]
67 Salmones Friosur Agroindustria Peces Pto Montt Víctor Valerio [email protected]
68 Aquasmolt Agroindustria Peces Temuco Juan Pablo Núñez [email protected]
69 Australis Mar S.A. Agroindustria Peces Puerto Varas Andrés Saint‐Jean asaintjean@australis‐sa.com
70 Congelados Pacífico Agroindustria Peces Puerto Montt Claudio Palma Céspedes [email protected]
71 Aquachile Agroindustria Peces Puerto Montt Francisco Serra [email protected]
72 Aceros Chile Ind. manufactura Fabricación piezas Acero Santiago Boris Henriquez [email protected]
73 Isesa S.A. Ind. manufactura Fabricación piezas Acero Santiago Jaime Ramirez [email protected]
74 Sanderson Lab. Químico Medicamentos Santiago Alejandro Flores alejandro.flores@fresenius‐kabi.com
75 Minera Valle Central Generación Minería Extracción Mineral Rancagua Jaime Gutiérrez [email protected]
76 Compañía minera la patagua Minería Extracción Mineral La ligua Horacio Valdés [email protected]
77 Sodimac Retail Supermercado Santiago Kenneth Mena [email protected]
78 Centro Comercial Cencosud Retail Centro Comercial Santiago Jaime Andrés González [email protected]
79 Supermercados JUMBO Retail Supermercado Santiago Jaime Andrés González [email protected]
80 Supermercados SANTA ISABEL Retail Supermercado Santiago Jaime Andrés González [email protected]
47
81 Supermercados MONTSERRAT Retail Supermercado Santiago Patricia Carrera [email protected]
82 Supermercados D&S (LIDER) Retail Supermercado Santiago Marina Hermosilla [email protected]
83 Supermercados UNIMARC Retail Supermercado Santiago Jaime Borquez [email protected]
84 Supermercados TOTTUS Retail Supermercado Santiago Orlando Borgel [email protected]
Tabla 7.1: Empresas candidatas para generar la cartera de proyectos
48
8. MÉTODO Y ELECCIÓN DE LAS EMPRESAS
Este punto describe el proceso de la elección de las empresas para la cartera de
proyectos sobre la lista que figura en la tabla 7.1.
Para la justa selección de las empresas de la cartera, se envió a cada una de las 84
empresas de la lista general, una carta (ANEXO 2) invitando a participar en la
consultoría. Junto a esta, se adjuntó a una planilla Excel (ANEXO 1) con el fin que esta
fuera llenada con datos genéricos por cada una de las empresas. Esta primera
aproximación permitió evaluar cada una de las empresas con el fin de poder elegir
aquellas más apropiadas para desarrollar el trabajo.
La planilla permitió recabar información sobre la producción, gastos energéticos,
implementaciones de eficiencia energética y aplicaciones renovables entre otros.
Los criterios de selección para la elección de cada empresa fueron los que se
presentaron anteriormente, a estos se les asignaron porcentaje de valoración según la
importancia que se les fue otorgado. Los porcentajes según los criterios fueron los
siguientes.
CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE EMPRESAS %
Elevado Nº de empresas por sector 20
Empresas PYMES 10
Empresas con elevado consumo energético v/s producción 30
Empresas que posean aplicaciones de Eficiencia Energética 40
Cuadro 8.1: Porcentajes designados a cada criterio
Por lo tanto, el sistema de evaluación propiamente tal, consistió en una valoración
combinada de criterios generales de la empresa. Se estableció una escala de puntajes,
con un máximo posible de 30 puntos, estos designados como siguen:
a‐ Elevado Nº de empresas del Sector (0 a 20 puntos)
Muy Alto: 10 Puntos
Alta: 7 Puntos
Medía: 5 Puntos
Baja: 3 Puntos
Muy Baja: 0 Puntos
49
b‐ Sustentabilidad Comercial (0 a 5 puntos)
Muy Alto: 5 Puntos
Alta: 3 Puntos
Medía: 2 Puntos
Baja: 1 Puntos
Muy Baja: 0 Puntos
c‐ Capacidad técnica de la empresa (0 a 5 puntos)
Muy Alto: 5 Puntos
Alta: 4 Puntos
Medía: 3 Puntos
Baja: 2 Puntos
Muy Baja: 0 Puntos
Siguiendo con el proceso, se evaluaron los criterios que hacen referencia a la
experiencia sobre aplicaciones de eficiencia energética y el potencial que poseen sobre
el recurso para implementar energías renovables. Para esta sección se consideró un
máximo posible de 70 puntos.
d‐ Gasto energético de la empresa v/s producción (0 a 30 puntos)
Muy Alto: 30 Puntos
Alta: 20 Puntos
Medía: 15 Puntos
Baja: 5 Puntos
Muy Baja: 0 Puntos
e‐ Poseen aplicaciones renovables? (0 a 10 puntos)
SI: 0 Puntos
No: 10 Puntos
f‐ Poseen aplicaciones de eficiencia energética? (0 a 15 puntos)
SI: 15 Puntos
No: 0 Puntos
g‐ Disponibilidad del recurso energético ERNC (0 a 15 puntos)
50
SI: 15 Puntos
No, pero del terreno: 10 Puntos
No: 0 Puntos
En total, la evaluación combinada podía entregar un máximo de 100 puntos. La planilla
de selección permitió evaluar y tomar la decisión de cuáles eran las empresas más
adecuadas sobre las que se iban a desarrollar los 10 perfiles. Sin embargo, los
resultados obtenidos fueron una referencia para la elección de estas, puesto que no
necesariamente se eligieron aquellas que poseían mayor puntaje, sino que además se
valoró la diversidad en áreas de la industria.
De las 84 empresas que fueron invitadas a participar, se recibieron 24 planillas con la
información correspondiente, la cual fue ordenada y analizada con el propósito de
poder decidir las empresas más adecuadas para participar en la consultoría.
Una vez se decidieron cuales fueron las empresas asignadas para constituir la cartera,
se procedió a enviar una planilla llamada, Formulario de datos de la Empresa (ANEXO
3), el cual, básicamente utilizado para recopilar los datos de consumos y los recursos
disponibles, estos necesarios para la creación de un perfil. Se supuso que cada
empresa seleccionada tuviera la capacidad para poder determinar sus propios
consumos.
Una vez se recibieron los formularios mencionados, se generaron las visitas a cada
empresa de modo de corroborar in situ la información enviada. Además, la
información se complementó con otras valoraciones que se develaron estando en
terreno y que resultaron ser relevantes para el trabajo.
51
Empresas
Tipo proceso
Lugar
Estacionalidad
de producción
Cantidad
de
trabajadores
profesionales
Rango
de venta
Rango
Cantidad
energía
Conoce su
consumo de
energía?
Tipos de
consumos de
combustible
Usos de la
energía
Poseen
Eficien
cia
Energética?
Poseen
ERNC
Posee
med
iciones de
recurso?
1 Team Foods Chile S.A. Grasas comestibles Santiago no 43 1 2 de 5 si 3 de 5 9 de 10 no no no
2 Manuka Lácteos Puerto Octay Si 50 1 2 de 5 si 1 de 5 6 de 10 si no si
3 Lácteos del Sur Lácteos Rio Bueno no 20 1 1 de 5 si 2 de 5 2 de 10 no no no
4 Surfrut Alimentos‐
Deshidratación Romeral‐Curicó no 18 2 de 5 3 de 5 si 2 de 5 5 de 10 si no si
5 Contador Frutos Frutos Coquimbo no 35 2 de 5 2 de 5 no 3 de 5 4 de 10 no no no
6 Modinguer Hmnos. (Cecinas Llanquihue) Faenadora cecinas Llanquihue Si 50 1 1 si 4 de 5 7 de 10 si si si
7 Agrícola AASA S.A. Cerdos Melipilla no 6 1 2 de 5 si 3 de 5 4 de 10 no no si
8 Agrícola Santa Lucía LTDA Cerdos Santiago no 10 3 de 5 2 de 5 si 4 de 5 5 de 10 no si no
9 Comercial Maxagro Cerdos Pichidegua no 50 4 de 5 3 de 5 si 4 de 5 4 de 10 no no no
10 Agrícola Genética Porcina Cerdos Colina no 24 2 de 5 1 si 3 de 5 5 de 10 si no si
11 Agrícola el Monte ‐ Friosa Cerdos El monte no 8 1 1 si 4 de 5 4 de 10 no si Si
12 Agrícola Tarapacá LTDA Aves Arica no 6 3 de 5 3 de 5 si 3 de 5 9 de 10 no no no
13 Agroindustrial Arica Aves Arica no 10 2 de 5 3 de 5 si 4 de 5 7 de 10 no no no
14 Agroindustrias El Paico ‐ Ariztía Aves El Monte no 10 3 de 5 1 si 3 de 5 6 de 10 si no no
15 Viña Pérez Cruz Vinos Paine Si 5 3 de 5 2 de 5 si 4 de 5 6 de 10 si si no
16 Concha y Toro Vinos Curicó Si 1500 3 de 5 3 de 5 si 4 de 5 8 de 10 si no no
17 Comercial Panamericana S.A. Cultivo Mariscos Coquimbo no 5 3 de 5 4 de 5 si 3 de 5 6 de 10 no no no
18 Agrícola las Mercedes del Limarí Ltda. Fruta y Flores Ovalle Si 5 1 de 5 1 de 5 Si 3 de 5 5 de 10 si no Si
19 Cooperativa Agrícola Pisquera Elqui Ltda.
(Capel) Pisquera Vicuña Si 57 1 4 de 5 si 3 de 5 6 de 10 si no no
20 Compañía Pisquera de Chile S.A (CCU) Pisquera Ovalle si 60 4 de 5 1 de 5 si 3 de 5 5 de 10 no si no
52
21 Pesquera Friosur Pesca Puerto Aysén si 100 3 de 5 2 de 5 si 3 de 5 8 de 10 no no no
22 Salmones Friosur Peces Pto Montt no 25 1 1 no 2 de 5 ‐ no no no
23 Pesquera Grimar Pescados congelados Coronel no 15 3 de 5 4 de 5 si 2 de 5 8 de 10 si no no
24 Supermercados JUMBO Supermercado Santiago no 2.000 4 de 5 2 de 5 si 3 de 5 6 de 10 no no si
Tabla 8.2: Empresas que entregaron información a través de la planilla, con el fin de poder ser evaluadas
Empresas
Tipo proceso
Lugar
Elevado Nº Em
presas por sector
Susten
tabilidad
comercial
Capacidad
técnica de la empresa
Gasto energético v/s producción
Posee aplicaciones ERNC?
Posee aplicaciones de Eficiencia
Energética?
Disponibilidad
del recuso
0‐20 0‐5 0‐5 0‐30 0‐10 0‐15 0‐15 Total
1 Team Foods Chile S.A. Grasas comestibles Santiago 5 5 5 30 10 0 15 70
2 Manuka Lácteos Puerto Octay 15 3 5 30 10 15 10 88
3 Lácteos de Sur Lácteos Río Bueno 15 5 5 10 10 0 15 60
4 Surfrut Alimentos‐Deshidratación Romeral‐Curicó 10 2 2 20 10 15 15 74
5 Contador Frutos Frutos Coquimbo 20 2 5 10 10 0 10 57
6 Modinguer Hmnos. (Cecinas Llanquihue) Faenadora cecinas Llanquihue 5 5 5 0 0 15 15 45
7 Agrícola AASA S.A. Cerdos Melipilla 15 5 3 5 10 15 10 63
8 Agrícola Santa Lucía LTDA Cerdos Santiago 15 5 3 5 10 0 15 53
9 Comercial Maxagro Cerdos Pichidegua 15 5 5 10 10 15 10 70
10 Agrícola Genética Porcina Cerdos Colina 15 5 5 30 10 15 15 95
11 Agrícola el Monte ‐ Friosa Cerdos El monte 15 5 5 0 10 15 15 65
53
12 Agrícola Tarapacá LTDA Aves Arica 15 5 5 5 10 0 10 50
13 Agroindustrial Arica Aves Arica 15 5 5 30 10 0 10 75
14 Agroindustrias El Paico ‐ Ariztía Aves El Monte 15 5 5 30 0 15 10 80
15 Viña Perez Cruz Vinos Paine 20 5 3 5 0 15 15 63
16 Concha y Toro Vinos Curicó 20 5 5 30 10 15 15 100
17 Comercial Panamericana S.A. Cultivo Mariscos Coquimbo 5 2 2 30 10 0 15 64
18 Agrícola las Mercedes del Limarí Ltda. Fruta y Flores Ovalle 2 2 2 10 10 15 15 56
19 Cooperativa Agrícola Pisquera Elqui Ltda. (Capel) Pisquera Vicuña 5 5 5 5 10 15 10 55
20 Compañía Pisquera de Chile S.A (CCU) Pisquera Ovalle 5 5 5 15 10 0 15 55
21 Pesquera Friosur Pesca Puerto Aysén 5 5 5 15 10 0 0 40
22 Salmones Friosur Peces Pto Montt 5 5 5 10 10 0 10 45
23 Pesquera Grimar Pescados congelados Coronel 5 5 5 15 10 0 0 40
24 Supermercados JUMBO Supermercado Santiago 20 5 5 10 10 0 15 65
Tabla 8.3: Empresas que postulan a la consultoría, resultado del puntaje según valoración de criterios
54
Analizando las empresas y tomando el puntaje resultante de evaluación, se decide que
las empresas seleccionadas serán 9, de las cuales se deberán obtener los 10 perfiles,
estas se muestra en la tabla que viene a continuación:
Lácteos de Sur Lácteos Río Bueno
Surfrut Alimentos‐Deshidratación Romeral‐Curicó
Agrícola Genética Porcina Cerdos Colina
Agrícola MaxAgro Cerdos Pichidegua
Agroindustrias El Paico ‐ Ariztía Aves El Monte
Viña Concha y Toro Vinos Curicó
Comercial Panamericana S.A. Cultivo Mariscos Coquimbo
Compañía Pisquera de Chile S.A (CCU) Pisquera Ovalle
Supermercados JUMBO Supermercado Santiago
Tabla 8.4: Empresas seleccionadas
Una vez se definieron las empresas con las que se iba trabajar, se hizo el envío de las
planillas indicadas anteriormente y reflejadas en el ANEXO 3. Se adjunta el cuadro con
los datos de contacto de cada empresa.
Nombre Empresa Teléfono Nombre Contacto mail
Lácteos del Sur (64) 264878 / 0981379236 Andres Boettcher [email protected]
Surfrut (2) 679 06 00/(75) 43 1334 Felipe Torti [email protected]
Agrícola Genética Porcina (2) 7451040 Daniel Mattos [email protected]
Agroindustrias El Paico ‐ Ariztía (2) 637‐8500 / (2) 6378160 Sandra Moggia [email protected]
Agrícola MaxAgro (2)2484600‐202/90442422 Bernardo Lyon [email protected]
Concha y Toro (2) 476 5982 Valentina Lira [email protected]
Comercial Panamericana S.A. (51) 268601/98173674 Aldo Jiménez [email protected]
Compañía Pisquera de Chile S.A (2) 4273000 Marco Pinto; Carlos Pulgar [email protected]/[email protected]
Supermercados JUMBO 9590668 / 9‐736 5713 Jaime Andrés González [email protected]
Tabla 8.5: Datos de las empresas seleccionadas
55
9. DATOS Y ANÁLISIS DE LAS EMPRESAS
Como parte del análisis de las empresas, fue considerada una breve descripción de
cada una de estas, que incluye un breve resumen de sus procesos a modo de generar
un contexto para los lectores.
A lo anterior, se incorporaron los datos de gastos energéticos levantados a través de
una planilla especialmente diseñada para tal propósito (ANEXO 3), sumado a la
información recogida en las visitas a cada empresa. Vale agregar, que la consultoría no
pretendía levantar datos, más bien la recopilación de estos, los que fueron de ayuda
para orientar el desarrollo de los perfiles.
Los datos obtenidos, fueron entregados por cada empresa, su precisión dependió de
las mediciones y control que estas mismas poseen sobre sus consumos. En algunos
casos, las empresas no cuentan con valoración de consumos, de modo que los montos
entregados fueron estimativos. Sin embargo, estos se tomaron como válidos para el
desarrollo de los perfiles.
La información recopilada permitió mostrar, de forma general, los tipos de consumos,
los equipos utilizados, las curvas simples de demanda diaria. En definitiva, cómo y en
qué se utiliza la energía, ayudando así a orientar los diez perfiles a desarrollar. Este
desarrollo se adjunta en el (ANEXO 4)
Además, se agrega a lo anterior, la identificación de los residuos generados con el
propósito de identificar la potencialidad del recurso para efectos de un eventual
aprovechamiento del mismo mediante la incorporación de alguna tecnología de
generación renovable.
Otro tema a comentar, que resulta interesante, es dar cuenta que en todos los casos
se tiene más de un recurso renovable disponible. Esto exigió la necesidad de elegir
aquella tecnología más apropiada sobre la que se desarrolló cada perfil. Para ello, se
propuso un modelo que permitió poder escoger objetivamente la tecnología
económicamente más viable. Dicho modelo está explicado en el siguiente capítulo.
Con respecto a las emisiones generadas en cada empresa, se indica, que cada una
posee una necesidad energética, la cual es reflejada en un cierto consumo de
combustible fósil, como es el gas natural, gas licuado, diesel y petróleo.
Los combustibles son quemados a través de los diferentes equipos que están
presentes a lo largo de la cadena de producción. Además, se debe considerar, que
56
varios equipos contaminan indirectamente por el hecho de estar conectado a la red
eléctrica.
Una de las razonas más importante de proponer una alternativa renovable, es la
posibilidad de generar una contribución en la disminución de las emisiones. Por ello,
también se muestran los Kg/CO2 emitidos en cada una de las empresas. La intención
fue poder producir una mejora que permitiera disminuir las emisiones de CO2 con la
propuesta del perfil.
Para el cálculo de las emisiones generadas se utilizaron las tablas que se adjuntan a
continuación y cuya referencia está tomada según bibliografía:
Densidad
Petróleo 999 Kg/m3
Gas Natural 0,78 Kg/m3
Gas Licuado 451 Kg/m3
Diesel 850 Kg/m3
Kg/CO2 por cada combustible fósil
Gas Natural (m3) 2,15 Kg CO2/Nm3
Gas Natural Licuado (Kg) 2,75 KgCO2/KgGNL
Diesel (Kg) 2,79 Kg CO2/l de gasoil
Petróleo o Fuel (Kg) 3,05 Kg CO2/Kg de fuel
Fuente: Guía Práctica para el cálculo de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), 2011.
Tabla 9.0: Datos de cálculo para la conversión de emisiones
Para el caso de la contaminación generada por el consumo de electricidad aportada
por la red, se ha debido determinar su valor según se calculó que indica la cantidad de
Kg de CO2 que se producen con el consumo de 1 KWh de energía eléctrica de la red.
Para ello, se midió de forma proporcional la contaminación por parte la matriz
eléctrica chilena (El SIC, debido al emplazamiento regional de las empresas escogidas)
y esto se refleja como sigue:
% Presencia Mw SIG Aporte Mw
Petróleo 0,241 9.385 2261,785
Térmica 0,271 9.385 2543,335
Gas Natural 0,052 9.385 488,02
Biomasa 0,016 9.385 150,16
Hídrica 0,419 9.385 3932,315
Eólica 0,01 9.385 93,85
Evaluando se obtuvo como resultado, que para el consumo de 1 kWh de la red
eléctrica produce 0,37 KgCO2/KWh. El dato fue comprobado con el programa
Retscreen, y a su vez la referencia está indicada en la página del ministerio de energía:
http://huelladecarbono.minenergia.cl/.
57
A continuación, se muestra la tabla resumen de los consumos que posee cada una de las empresas, y asociado a estos consumos se muestran
las emisiones emitidas.
Empresas CCU Lácteos del Sur Agripor Concha y Toro (Vendimia)
Consumo Eléctrico KWh/día 11.408 KWh/día 8.100 KWh/día 3.143 KWh/día 20.313
Consumo Térmica vapor KWh/día 2.786 KWh/día 25.236 KWh/día 1.968 KWh/día 9.538
Consumo Gas Licuado Lts/día 300 Kgs/día 4,9 Kgs/día 251 Lts/día 1.698
Consumo Térmica agua caliente m3/día 1,8 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐Consumo Petróleo Lts/día 54 Lts/día 1.000 Lts/día 33,3 ‐ ‐Consumo Diesel ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Lts/día 808 Consumo Biomasa ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Potencia nominal eléctrica KW 476 KW 384 KW 599 KW 987
Potencia nominal térmica KW 600 KW 2.103 KW 749 KW 2.384
Empresas Surfrut Maxagro Ariztía Jumbo Comercial Panamericana
Consumo Eléctrico KWh/día 20.756 KWh/día 6.013 KWh/día 72.066 KWh/día 10.851 KWh/día 7.850
Consumo Térmica vapor KWh/día 148.944 KWh/día 22.200 KWh/día 99.960 KWh/día 3.955 Lts/día 4.333
Consumo Gas Licuado m3/día 0.25 m3/día 1.125 Lts/día 300 m3/día 338 ‐ ‐
Consumo Térmica agua caliente m3/día Kgs/día 260 Lts/día 4.333 ‐ ‐ ‐ ‐
Consumo Petróleo m3/día 12 Lts/día 1.428 ‐ ‐ Lts/día 45,5 ‐ ‐
Consumo Diesel ‐ ‐ Lts/día 804 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Consumo Biomasa ‐ ‐ m3/día 60 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Potencia nominal eléctrica KW 1.500 KW 599 KW 4.000 KW 194 KW 736
Potencia nominal térmica KW 10.000 KW 2.200 KW 7.700 KW 110 ‐ ‐
Emisiones CO2
Emisiones en consumo Eléctrico Kg/CO2 día 9.340 Kg/CO2 día 2.706 Kg/CO2 día 32.430 Kg/CO2 día 4.883 Kg/CO2 día 3.533
Emisiones en consumo Gas Licuado Kg/CO2 día 310 Kg/CO2 día 3.094 Kg/CO2 día 413 Kg/CO2 día 727 Kg/CO2 día ‐
Emisiones en consumo Petróleo Kg/CO2 día 36.563 Kg/CO2 día 4.355 Kg/CO2 día ‐ Kg/CO2 día ‐ Kg/CO2 día 13.216
Emisiones en consumo Diesel Kg/CO2 día ‐ Kg/CO2 día 1.906 Kg/CO2 día 10.276 Kg/CO2 día 108 Kg/CO2 día ‐
58
Emisiones CO2/día
Emisiones en consumo Eléctrico Kg/CO2 día 5.134 Kg/CO2 día 3.645 Kg/CO2 día 1.414 Kg/CO2 día 5.192
Emisiones en consumo Gas Licuado Kg/CO2 día 413 Kg/CO2 día 13 Kg/CO2 día 347 Kg/CO2 día 2.335
Emisiones en consumo Petróleo Kg/CO2 día 164,7 Kg/CO2 día 3.050 Kg/CO2 día 102 Kg/CO2 día ‐
Emisiones en consumo Diesel Kg/CO2 día ‐ Kg/CO2 día ‐ Kg/CO2 día ‐ Kg/CO2 día 1.916
Cuadro 9.28 – 9.29: Datos de los consumos energéticos, combustible, potencias nominales recopilados en las empresas
Recursos disponibles
Empresas Solar térmico KWh/m2/día FV KWh/m2/día Eólico m/s Biomasa (m3) Biogás m3/día Geotermia (ºC) Hidráulica m3/s
4,80 4,80 ‐ Total 700 ‐ ‐
Maxagro 4,70 4,70 ‐ Total 600 ‐ ‐
Ariztia 4,60 4,60 ‐ ‐ 5.000 ‐ ‐
Jumbo 4,30 4,30 ‐ ‐ 225 ‐ ‐
Comercial Panamericana 4,20 4,20 2,68 ‐ ‐ ‐ 1,5
CCU 5,00 5,00 ‐ ‐ 1.600 ‐ ‐
Lácteos del Sur 3,50 3,50 ‐ ‐ 70 a 170 ‐ ‐
Agripor 4,60 4,60 ‐ ‐ 70 a 170 ‐ ‐
Concha y Toro 4,70 4,70 ‐ Total 150 18 ‐
Cuadro 9.30: Datos de los recursos por empresas y potencias nominales
Con respecto a los recursos disponibles, se agrega, que la información de viento se tomó de las simulaciones atmosféricas efectuadas con el
modelo WRF (Weather Research and Forecasting), preparadas para la Comisión Nacional de Energía.
La Información de irradiación fue tomada del Estudio: Irradiancia Solar en Territorios de la república de Chile CNE / PNUD / UTFSM, 2008. Para
ello se ha desarrollado una tabla la cual refleja los datos de irradiación en estaciones de monitoreo más próximas a los proyectos elegidos, y
cuyos datos están expuestos en el ANEXO 6.
59
10. ELECCIÓN DE LOS PERFILES SEGÚN LOS RECURSOS DISPONIBLE
Cada una de las empresas posee una o varias unidades o plantas, y en cada una de estas
existen disponibles varios de los recursos renovables existentes. Cada recurso será
diferente en volumen y capacidad de generación entre los distintos lugares y empresas,
puesto que dependerá del emplazamiento y del tipo de producción que genere la misma.
Como existen diferentes alternativas de aplicaciones renovables, dado la variedad de
recursos disponibles, fue importante poder elegir, de manera objetiva, aquella tecnología
más idónea para desarrollarla como perfil.
Para ello, se planteó un modelo que pretendía poder comparar los costos de cada
tecnología según la necesidad energética de cada caso. Para ello se consideraron los
consumos energéticos reales que posee cada empresa, con esto, se calculó la eventual
potencia necesaria según la tecnología a proponer. Además, se agregó la inversión y los
costos fijos, y lo anterior contrarrestado por el ahorro obtenido con el desplazamiento de
la alternativa convencional.
En este caso, para el cálculo económico, dado por el modelo, no consideró la
temporalidad de la inversión, ni la tasa de descuento, tampoco el potencial del recurso,
sino que mas bien se consideró como una valorización genérica, con números “gruesos”
tomados de modo uniforme para todos los casos, de esta manera se pretendió hacer
competir a las diferentes tecnologías propuestas suponiendo la capacidad de satisfacer
la totalidad de la necesidad energética requerida por las empresa y cuyo cálculo está
adjunto en el ANEXO 5.
El modelo permitió lograr el objetivo propuesto, que corresponde a la elección de la
tecnología a evaluar a nivel de perfil, y este a su vez correspondiente a cada empresa.
A continuación se presenta dicho modelo.
Se tiene: ∑
Siendo:
= Ahorro térmico
60
= Ahorro eléctrico
= Costos Operacionales
= Inversión
Ahorro:
$ ; é ∗ é é
∗ 365
Inversión:
é , é
∗ $/ í é , é
Potencia a instalar:
é é
/24
Costos Operacionales:
∗ $/ /
Como se comentó, el modelo se utilizó para calcular cuál de las tecnologías resultaría
económicamente más rentable. Los resultados obtenidos fueron tomados como válidos
para una elección objetiva de la tecnología a desarrollar como perfil en cada una de las
empresas. Completando los diez perfiles, los resultados permitieron ser una guía para la
elección del tipo de proyecto a desarrollar, puesto que no necesariamente se eligieron
aquellos perfiles que resultaron económicamente más rentables sino que también se
consideró la variable de viabilidad técnica, que como actor principal podría considerarse la
potencialidad real del recurso disponible.
Se adjunta un cuadro con los tiempos de retorno de las diferentes inversiones como
apoyo a la explicación de cada decisión tomada.
SURFRUT Pago inversión (Años)
FV › 21
SST 1
BIOMASA TERMICA 1
BIOMASA COGENERACIÓN 1
BIOGÁS TERMICO 8
BIOGÁS COGENERACION 5
Cuadro 10.1: Estimación del pay‐back por tecnología
61
Para el caso de Surfrut, se identificaron preferentemente 3 posibilidades a desarrollar. Si
bien el biogás térmico sería factible considerando como válido el resultado obtenido dado
por el modelo planteado, no será la mejor de las opciones puesto que el caso de la
biomasa cumpliría la misma función y a un precio más conveniente.
Por otra parte, la empresa posee actualmente una planta de tratamiento que trata los
riles hasta el nivel permitido para la incorporación del efluente a un canales de riego, por
lo que es un costo de oportunidad que no se abordará en este trabajo.
Para el caso comparativo entre la tecnología solar térmica y la biomasa térmica, se indica
que se optará por la elección de la biomasa, la que es capaz de satisfacer la misma
necesidad energética e incluso alcanzar mayores temperaturas que la tecnología de
colectores solares, y a un menor costo.
Por precios y disponibilidad del combustible pellet o recursos forestales, se eligió la
caldera de biomasa para la generación de calor y vapor industrial.
MAXAGRO Pago inversión (Años)
FV › 21
SST 1
BIOMASA TERMICA 1
BIOMASA COGENERACIÓN 3
BIOGÁS TERMICO 7
BIOGÁS COGENERACION 2
Cuadro 10.2: Estimación del pay‐back por tecnología
Para el caso de la empresa Maxagro, existían tres tecnologías que tenían oportunidad de
desarrollo: Instalación solar térmica, caldera de biomasa para uso térmico y la generación
de biogás también para uso térmico.
Las tecnologías de colectores solares como la biomasa para uso térmico, según el modelo
planteado, tienen un retorno de inversión breve, para ambos casos es similar.
Pero si se comparan ambas tecnologías, se debería elegir la caldera de biomasa puesto
que según el modelo planteado, su valor es menor para la misma cantidad de energía.
62
A lo anterior se suma, que la caldera de biomasa v/s una instalación de colectores solares
térmicos será más versátil en su operación puesto que permite regular y mas importante
aun es que estas pueden aumentar a mayor grado las temperaturas de trabajo.
La empresa Maxagro dentro de la industria se considera moderna, esto se traduce a que
sus circuitos y retornos de vapor los utilizan para generar el agua caliente que necesitan
para sus procesos Por ello, fue más conveniente elegir la caldera de biomasa para uso
térmico y vapor, considerando además que la empresa se sitúa en una región del país con
elevado potencial del recurso.
Si bien la generación de biogás para generación térmica podría ser otra alternativa
interesante, no fue considerado para el presente caso puesto que el volumen de residuos
después del proceso ingresa a una planta de tratamiento, por lo tanto debía valorarse el
costo alternativo de generar la inversión de un biodigestor, además la empresa no poseía
la información sobre la caracterización físico química de los riles por lo que hubiese
dificultado aun mas el desarrollo de un perfil.
ARIZTIA Pago inversión (Años)
FV › 21
SST 2
BIOGÁS TERMICO 9
BIOGÁS COGENERACION 2
Cuadro 10.3: Estimación del pay‐back por tecnología
Para el caso de la empresa Ariztía, se identificaron dos tecnologías que poseían
oportunidad de desarrollo. Colectores solares térmicos y biogás para cogeneración.
La planta de biogás resultaba ser una alternativa interesante puesto que es una tecnología
que puede generar temperaturas mayores que la alternativa de los colectores solares
térmicos. Sin embargo, su inversión la hace más costosa que los colectores solares. A ello
se suma que la empresa ya posee un sistema de tratamiento de riles.
Por otra parte, cabe mencionar, que la empresa manifestó una necesidad de calor para la
limpieza de líneas de proceso. Esta necesidad de agua caliente hoy en día no existe, pero
debiera ser satisfecha en el corto plazo puesto que limpiando con agua caliente las líneas
de procesos se logra reducir tiempo y aumentar efectividad. Dado este requerimiento, se
propone la tecnología de colectores solares térmicos puesto que esta será capaz de
satisfacer la demanda de calor que se requiere.
63
JUMBO Pago inversión (Años)
FV › 21
SST 1
BIOGÁS TERMICO 3
BIOGÁS COGENERACION 2
Cuadro 10.4: Estimación del pay‐back por tecnología
En Jumbo, dieron como resultado dos eventuales posibilidades para el desarrollo de un
perfil. Colectores solares térmicos y biogás para uso térmico.
Sin embargo, fue importante considerar, que debido al emplazamiento donde está situado
el hipermercado, área urbana de Santiago, resultaba inviable poder eventualmente
desarrollar un biodigestor para la generación de biogás. Los permisos para la aprobación
del proyecto, por temas de impacto ambiental harían inviable su implementación.
Por ello, las opciones se restringen a los colectores solares térmicos, los cuales permitirían
satisfacer la demanda de agua caliente para las operaciones del hipermercado, y cuya
temperatura generada será la suficiente para los procesos internos de limpieza y duchas. Y
que actualmente dicha necesidad térmica es provista por electricidad.
Se agrega, que la empresa manifestó de forma explícita un interés en incorporar como
parte de los perfiles, una instalación solar fotovoltaica, aun sabiendo que este tipo de
instalaciones requieren muchas ayudas financieras para hacerse rentable.
El pay‐back de estos proyectos son elevados, requieren por lo general apoyos estatales,
los que ayudarían a que la implementación se acercara a una viabilidad. Sin embargo, se
deberá tener en cuenta, que existe una permanente disminución en los precios de las
tecnologías, especialmente en este último tiempo, la fotovoltaica, lo que favorecerá al
desarrollo de este tipo de proyectos.
Por lo tanto, se aprovechó la disposición e interés de la empresa para generar dos perfiles.
Colectores solares térmicos y una instalación de paneles fotovoltaicos.
Será interesante poder satisfacer una parte de la demanda eléctrica generada por el
hipermercado, que para efectos en el consumo, calza el recurso solar con la mayor
necesidad eléctrica, y la cual se planteará como instalación conectada a red.
COMERCIAL PANAMERICANA Pago inversión (Años)
64
FV › 21
EOLICO › 21
HIDRO 7
Cuadro 10.5: Estimación del pay‐back por tecnología
Para el caso de Comercial Panamericana, que produce abalones, corresponde a una
empresa que posee un continuo consumo eléctrico debido a la necesidad de un constante
bombeo de agua e inyección de aire hacia las piscinas de crianza del abalón. Por ello, es
necesario una permanente capacidad para proveer de energía eléctrica puesto que los
moluscos no pueden dejar de ser aireados, y de recibir agua fresca, por un tiempo no
mayor a 30 minutos.
Según los resultados entregados por el modelo, no resultaba viable invertir en una
instalación fotovoltaica o eólica para satisfacer una cierta demanda eléctrica de la planta
puesto que su necesidad es elevada las 24 horas del día. Su inversión no se justifica dado
la baja producción energética v/s el costo de inversión.
Debido a lo anterior, se presentan dos opciones como posibilidades para el desarrollo del
perfil. Una posibilidad consiste en la implementación de una tecnología que permita
satisfacer un requerimiento puntual de la planta, y la segunda posibilidad sería la
implementación de la tecnología mini‐hidráulica que permite proveer energía eléctrica de
forma continua, pero a su vez limitada en potencia, puesto que su capacidad de
generación dependerá del recurso disponible.
Ambas propuestas son factibles, sin embargo, será una alternativa interesante poder
contar con el desarrollo de una instalación mini‐hidráulica como parte de la cartera de
perfiles, dado que además es la única empresa que posee las condiciones hidráulicas para
desarrollar una instalación de este tipo.
CCU Pago inversión (Años)
FV › 21
SST 1
BIOGÁS TERMICO 7
BIOGÁS COGENERACION 4
Cuadro 10.6: Estimación del pay‐back por tecnología
65
Para el caso de CCU, que posee un desecho con una elevada carga orgánica como es el
caso de la vinaza, existe la opción de generar biogás para cogeneración, sin embargo, el
modelo presentado anteriormente, indica que no sería rentable la inversión observando el
tiempo de devolución de la misma. Además, dicho residuo no está situado en la misma
planta donde se propone el desarrollo del perfil, sino que la vinaza se debería trasladar
desde otra planta separada a una distancia lo suficientemente lejana para tener que
transitar por caminos públicos, lo que en Chile aun no está permitido puesto que existe
una ley que prohíbe el traslado de residuos no estabilizados.
Como la empresa posee una demanda baja en calor y un recurso solar importante, la
opción más recomendable, fue la elección de una instalación de colectores solares
térmicos los cuales podrían satisfacer dicha necesidad.
LACTEOS DEL SUR Pago inversión (Años)
FV › 21
SST 1
BIOGÁS TERMICO 8
BIOGÁS COGENERACION 2
Cuadro 10.7: Estimación del pay‐back por tecnología
Para lácteos del sur, fue interesante observar, que existían eventualmente dos
posibilidades de desarrollo de un perfil, colectores solares y un biodigestor.
Se asume, que en la zona donde se emplaza la planta, la generación de calor a través de la
tecnología solar térmica no resulta efectiva durante algunos períodos del año pues la
irradiación disminuye de forma considerable, y esto no la hace recomendable en esta
latitud de Chile. Por ello, se estimó que el modelo planteado es optimista sobre la
tecnología solar térmica puesto que este no considera la potencialidad del recurso.
Fue más interesante plantear el desarrollo de un biodigestor para la generación de biogás
para cogeneración, de esta forma se puede satisfacer total o parcial los requerimientos
tanto eléctricos como térmicos.
Por ello se eligió desarrollar la tecnología de biodigestor para cogeneración. Donde
además se agrega que será interesante como un esfuerzo por generar una cartera de
perfiles diversificada.
AGRIPOR Pago inversión (Años)
FV › 21
SST 1
66
BIOGÁS TERMICO 8
BIOGÁS COGENERACION 2
Cuadro 10.8: Estimación del pay‐back por tecnología
La empresa Agripor posee un bajo consumo energético de calor, este no justificaría la
inversión en un biodigestor, sin embargo, si se consideró dicha alternativa de un
biodigestor pero para cogeneración, puesto que este escenario favorecería la
recuperación de la inversión.
Si bien la instalación de colectores solares podría satisfacer la demanda térmica del
criadero, no podría generar electricidad, por lo que la instalación de un biodigestor
generaría un impacto mayor en la empresa. Además, resulta ser un beneficio interesante
si se considera la venta a red de un eventual excedente de energía eléctrica.
Existe un elevado número de empresas en la agroindustria pertenecientes a la crianza de
animales, y dicho perfil podría ser un modelo de referencia interesante. Por ello la
elección de un perfil para el desarrollo de un biodigestor podrá constituir un aporte
interesante a la cartera de proyectos.
CONCHA Y TORO
Pago inversión (Años)
FV › 21
SST 1
BIOMASA TERMICA 1
BIOMASA ELECTRICA 2
BIOGÁS TERMICO 7
BIOGÁS COGENERACION 2
GEOTERMIA 2
Cuadro 10.9: Estimación del pay‐back por tecnología
La viña Concha y Toro posee varios recursos potenciales, los cuales, permitirían
eventualmente energizar la bodega a través de las diferentes opciones de energías
renovables.
Según el modelo planteado, varias de las tecnologías serían viables a implementar. Sin
embargo, se debió desarrollar uno solo, puesto que así se cumpliría el decimo perfil,
tamaño total de la cartera de proyectos.
Para este caso, se eligió la opción de geotermia con bombas de calor para generar la
necesidad de agua caliente para procesos. Esto fue posible gracias a la temperatura a la
67
cual salen los riles de la bodega hacia la zona de tratamiento. Las bombas de calor logrará
traspasar las Kcal de un cierto volumen de agua de riles al agua que se deberá utilizar.
Si bien la geotermia produce dudas con respecto a si es considerada parte de las ERNC,
esta se quiso incorporar en la cartera de perfiles puesto que constituye una tecnología con
un enorme potencial en aplicaciones, y con una interesante rentabilidad. Su aporte puede
ser significativo en la industria como en el sector residencial.
La geotermia de baja entalpia, en Europa, es considerada como parte de las energías
renovables. Si bien en este caso, el intercambiador no captará el calor de la tierra o de un
cierto calor cedido por las agua de napas subterráneas como son las opciones más
comunes. El perfil a desarrollar propondrá el aprovechamiento de la temperatura del ril
generado.
El desarrollo del perfil geotérmico se realizará con la idea de presentar otra alternativa
como una manera de diversificación de la cartera de proyectos y como otra alternativa de
enorme potencial.
Ya elegidas las tecnologías renovables para el desarrollo de los 10 perfiles, se procedió en
el siguiente capítulo, a generar el desarrollo de cada uno.
La tabla a continuación muestra el resumen de las empresas y las tecnologías elegidas. El
orden fue dado según la cronología de las visitas. El desarrollo de perfiles respetó el
mismo orden.
Empresas Perfiles a desarrollar
Surfrut Biomasa uso térmico
MaxAgro Biomasa uso térmico
Ariztía Colectores solares
Jumbo Colectores solares y Paneles Fotovoltaicos
Comercial Panamericana Minihidro
CCU Colectores solares térmicos
Lácteos del Sur Biogás Cogeneración
Agripor Biogás Cogeneración
Concha y Toro Geotermia
Cuadro 10.10: Empresas con las propuestas de los 10 perfiles a desarrollar
68
11. DESARROLLO DE LOS 10 PERFILES DE PROYECTOS
Dado que se tiene conocimiento de las tecnologías a desarrollar como parte de los 10
perfiles definidos en el capítulo anterior, entonces, a continuación se desarrolló cada uno
de los perfiles de proyectos. Se adjunta en ANEXO 7, una breve descripción de la
tecnología de cada uno de los sistemas que se desarrollaron en los perfiles, con la idea de
poner en contexto a los lectores.
Criterios y Consideraciones
Como se muestra en el capítulo anterior, los datos de consumo de cada empresa, junto a
los recursos renovables disponibles en cada una de estas, permitieron dar cuenta de cada
una de las tecnologías de ERNC que eventualmente son posibles de desarrollar en cada
empresa. Y cuyo modelo propuesto permitió identificar así, cuál es la tecnología más
recomendable a desarrollar.
De este modo, las tecnologías elegidas derivaron en el desarrollo del perfil, y así
componer la cartera de proyectos.
Por lo tanto, ya elegidas las tecnologías a desarrollar, el presente capítulo pretendió
determinar el tamaño de cada una de las diez instalaciones correspondientes a cada uno
de los perfiles.
El porcentaje energético que se pretendió satisfacer con cada instalación fue dado según
la situación particular de cada empresa identificándose tres posibilidades:
1‐ Diseñar la instalación de energías renovable con el fin de reemplazar un equipo
particular o un proceso de la planta.
2‐ Diseñar la instalación según la cantidad de recurso que se dispone.
3‐ Diseñar la instalación según el espacio con el que se cuenta para el desarrollo del
proyecto.
La primera opción estará dada por aquella empresa que tenga una necesidad de satisfacer
una demanda puntual para reemplazar algún equipo determinado.
Para la opción dos, tomará todo el recurso disponible y en función de este se diseñará la
instalación. Aprovechando el recurso de forma completa, como es el caso por ejemplo de
la micro‐hidroeléctrica o de los residuos para generación de biogás por nombrar algunos.
69
La opción tres, propone una instalación que estará limitada y por ello acotada según el
espacio que se disponga para su implementación.
Una de las tres opciones fue la que se consideró en cada uno de los perfiles según los
requerimientos y disponibilidad de recursos que existe en cada caso.
Los documentos, aportes bibliográficos y toda aquella información requerida a lo referido
a los datos de irradiación y recursos renovables, ha sido adjuntada como anexos o en la
sección de bibliografía.
Para los cálculos de la inversión, se tomó el mismo precio por KWh, o similar de
electricidad que pagan actualmente las empresas a las compañías distribuidoras por cada
KWh eléctrico consumido.
Para los efectos del cálculo de las emisiones, se consideraron los datos de referencias
expuestos en el capítulo 9.
A continuación se presenta el desarrollo de cada perfil según el escenario particular de
cada empresa:
70
11.1 SURFRUT ‐ Biomasa uso Térmico
a. Ubicación del establecimiento
Surfrut es una planta procesadora de frutas, cuyo producto es la manzana seca y
derivados además de generar conservas de cherrys.
La empresa se sitúa en la VI región de chile en Curicó.
Latitud: 34.96º Sur
Longitud: 71.12º Este
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Requerimiento de la planta: 148.944 KWh/día
∙ Generación de vapor dado por 3 calderas, en total son 7.000 KW
Se propondrá una instalación que satisfaga la demanda entregada por las calderas a
petróleo 6. Las cuales satisfacen el 100% de la demanda térmica de la empresa.
Disminuyendo así el consumo del combustible fósil para energía térmica.
Actualmente, la dotación máxima de vapor está dada por las tres calderas que poseen una
potencia nominal real de 7.000 KW.
Por lo tanto, para el caso de la planta Surfrut, se plantea el reemplazo de una caldera de 7
Mw, esta permitirá satisfacer la demanda de energía térmica de la planta.
Se propone una caldera de biomasa de 7.000 kW. La energía requerida para calentar el
volumen de agua se calcula de la siguiente manera:
Eficiencia caldera: 92%
Tarifa base de biomasa: 95 $/Kg
Poder calorífico de la biomasa: 4,7 KWh/Kg
Densidad aparente del pellet: 650 Kg/m3
Utilización de la caldera: 24 horas
El consumo de pellet que se necesitan al día son:
∗ ∗
71
Siendo:
Consumo pellets, Kg
Potencia de caldera, KW
Poder calorífico de la biomasa, KWh/Kg
Rendimiento caldera
Tiempo de utilización
Si se utiliza la caldera a plena carga las 24 horas, entonces se tiene que la producción
energética de esta es:
∗ ° ∗
7.000 ∗ 24 ∗ 0,92
154.560 / í
Si bien la caldera estaría sobre dimensionada puesto que el requerimiento energético es
menor que el que entrega la caldera a plena potencia, no sería posible ajustar al tamaño
necesario puesto que las calderas son estándares en sus potencias nominales.
Para analizar el consumo de pellets se supondrá una necesidad de caldera a plena
potencia a lo largo de las 24 horas.
Para calcula en consumo diario de pellets se tiene:
154.5604,7
32.885 Kg/día
La tonelada de pellets son 1,6 m3
Entonces, el costo de la biomasa estará dado por:
∗
3.124.085$/díaenpellets
Sin embargo, para el cálculo económico, se considerará el costo de pellets según la
necesidad energética que posee la empresa y no la máxima energía que puede generar la
caldera que es 154.560 KWh/día. Por lo tanto, el consumo actual de la planta corresponde
72
a 148.944 KWh/día, esto da un requerimiento de pellet de 6.021 US$/día, lo que equivale
a un consumo anual de 2.197.716 US$/año.
c. Ahorros producidos
Inversión Surfrut Unidades Valores
Caldera de biomasa de 7.000 KW US$ 1.831573
Ingeniería y construcción US$ 274.736
Costo mantención y operación US$/año 105.000
Valor Pellets US$/año 2.197.716
Valor petróleo US$/litro 0,649
Consumo petróleo Lit./día 11.988
Consumo actual planta KWh/día 148.944
Nota: 1 litro petróleo equivale a 11,6 KWh ‐ Precios de Caldera y pelles‐Empresa Energía del Sur
Tabla 11.1: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7
Inversión ‐2.106.309
Ahorro 2.839.777 2.839.777 2.839.777 2.839.777 2.839.777 2.839.777 2.839.777
Costos Pellets ‐2.197.716 ‐2.197.716 ‐2.197.716 ‐2.197.716 ‐2.197.716 ‐2.197.716 ‐2.197.716
Costos Fijo MO ‐105.000 ‐105.000 ‐105.000 ‐105.000 ‐105.000 ‐105.000 ‐105.000
Total ‐2.106.309 537.061 537.061 537.061 537.061 537.061 537.061 537.061
Tasa 6%
VAN $ 891.771,97
TIR 17%
La inversión resulta ser atractiva para el inversionista dados los valores del VAN y de la TIR
son positivos y de valores elevados. Sería conveniente para el inversionista poder realizar
la inversión.
Si se implementara la caldera de biomasa, se evitarían una cantidad de emisiones de CO2
importantes, puesto que el consumo de petróleo sería reemplazado por una tecnología
renovable de bajas emisiones como es el caso de una caldera de biomasa.
La caldera de biomasa posee muy bajas emisiones puesto que tienen balance neutro de
carbono y bajos niveles de emisión de NOx, CO y partículas.
Esto se debe a:
Diseño “Low‐NOx”
73
Diseño de la zona de combustión buscando tiempos de permanencia óptimos y
minimización de gases no quemados.
Regulación Lambda para optimizar la combustión en función de las diversas
calidades de combustibles.
Eficaz limpieza de los gases de salida gracias a mono y multiciclones, filtros
electrostáticos o filtros de bolsa.
SURFRUT Litros petróleo/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación
11.988 36.563 36,6 13.346
Kg/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Contaminación por quema de pellets (Aprox. 13% volumen de
pellet) 31.543,0 3974,4 4,0 1.450,7
74
11.2 MAXAGRO – Biomasa uso Térmico
a. Ubicación del establecimiento
La empresa se sitúa en la VI región de chile en Rengo. Y cuya posición geográfica está dada
por:
Latitud: 34.33º Sur
Longitud: 71.39º Este
Elevación: 75.0
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Requerimiento de la planta: 22.200 KWh/día
∙ La generación de vapor dado por 3 calderas que suman 1,1 Mw
La incorporación de una caldera de biomasa permitirá reducir el consumo de petróleo 6
en dos caldera a base de dicho combustible.
Las calderas a petróleo que posee la planta suman una potencia nominal en su conjunto
de 2,2 Mw, que si se considera la eficiencia de estas se podría suponer una potencia real
de 1,1 Mw debido a la antigüedad de estas.
Podría ser interesante el reemplazo de las calderas existentes, estas generan todo el vapor
necesario para los procesos internos de la planta, incluido el agua caliente sanitaria.
Se propone una caldera de biomasa de 1.200 kW. La energía requerida para calentar el
volumen de agua se calcula de la siguiente manera:
Eficiencia caldera: 92%
Tarifa base de biomasa: 95 $/m3
Poder calorífico de la biomasa: 4,7 KWh/Kg
Densidad aparente del pellet: 650 Kg/m3
Utilización de la caldera: 24 horas
El consumo de pellet que se necesitan al año son:
∗ ∗
Siendo:
75
Consumo pellets, Kg
Potencia de caldera, KW
Poder calorífico de la biomasa, KWh/Kg
Rendimiento caldera
Tiempo de utilización
Si se utiliza la caldera a plena potencia las 24 horas, entonces se tiene que la producción
energética de esta es:
∗ ° ∗
1.100 ∗ 24 ∗ 0,92
24.288 / í
Para calcula en consumo diario de pellets se tiene:
.,
. , Kg/día
La tonelada de pellets son 1,6 m3
Entonces, el costo de la biomasa estará dado por:
∗
490.927$/díaenpellets
Sin embargo, para el cálculo económico, se considerará el costo de pellets según la
necesidad energética que posee la empresa y no la máxima que puede generar la caldera
que es 24.288 KWh/día. Por lo tanto, el consumo actual de la planta corresponde a 22.200
KWh/día, esto da un requerimiento de pellet de 898 US$/día, lo que equivale a un
consumo anual de 327.568 US$/año.
Ahorros producidos
Inversión Maxagro Unidades Valores
Caldera de biomasa de 1.200 KW US$ 619.249
Ingeniería y construcción US$ 92.887
76
Costo mantención y operación US$/año 16.500
Valor Pellets US$/año 327.568
Valor petróleo US$/litro 0,649
Consumo petróleo Lit/día 1.914
Consumo actual planta KWh/día 22.200
Nota: Precios de Caldera y pelles‐Empresa Energía del Sur
Tabla 11.2: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Inversión ‐712.136
Ahorro 453.398 453.398 453.398 453.398 453.398 453.398 453.398 453.398 453.398 453.398
Costos Pellets ‐327.568 ‐327.568 ‐327.568 ‐327.568 ‐327.568 ‐327.568 ‐327.568 ‐327.568 ‐327.568 ‐327.568
Costos Fijo MO ‐16.500 ‐16.500 ‐16.500 ‐16.500 ‐16.500 ‐16.500 ‐16.500 ‐16.500 ‐16.500 ‐16.500
Total ‐712.136 109.330 109.330 109.330 109.330 109.330 109.330 109.330 109.330 109.330 109.330
Tasa 6%
VAN $ 92.542,70
TIR 9%
Para esta empresa, la inversión resulta ser atractiva dado que el VAN y la TIR son positivas.
Sin embargo, si se compara el perfil anterior, los valores son menos rentables puesto que
el valor de una caldera de menor potencia posee un costo proporcionalmente más
elevado si se compara a otra caldera de mayor potencia como es el caso anterior. En el
caso anterior, la caldera posee una potencia de 5,8 veces la que se presenta en el
presente perfil, sin embargo, su precio sólo es de tres veces el valor de la caldera de 1,2
Mw. Por ello, resultará ser más rentable la inversión sobre calderas de mayor potencia.
Si se implementara la caldera de biomasa, se evitaría un elevado número de emisiones
generadas de CO2 puesto que se desplazaría el consumo de petróleo.
La caldera de biomasa posee muy bajas emisiones puesto que tienen balance neutro de
carbono y bajos niveles de emisión de NOx, CO y partículas. Esto se debe a:
• Diseño “Low‐NOx”
• Diseño de la zona de combustión buscando tiempos de permanencia óptimos y
minimización de gases no quemados.
• Regulación Lambda para optimizar la combustión en función de las diversas
calidades de combustibles.
• Eficaz limpieza de los gases de salida gracias a mono y multiciclones, filtros
electrostáticos o filtros de bolsa.
77
Maxagro Litros petróleo/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación
1.913 5.835 5,8 2.130
Kg/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Contaminación por quema de pellets (Aprox. 13% volumen
de pellet) 5.168 651 0,6 238
78
11.3 ARIZTIA – Paneles Solares Térmicos
a. Ubicación del establecimiento
La empresa se sitúa en la RM de chile en la zona del Monte, provincia de Melipilla. Y cuya
posición geográfica está dada por:
Latitud: 33.69º Sur
Longitud: 71.05º Este
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Requerimiento de agua caliente la planta consta de: 47 m3/día
∙ Se requieren satisfacer un total de 71 m3 de agua caliente día.
∙ Se plantea una instalación de 24 m3 de agua caliente día.
Aprovechamiento del recurso solar para proveer de energía térmica para satisfacer la
necesidad de agua caliente para lavado de equipos.
La empresa tiene la intención de satisfacer la necesidad de agua caliente para procesos de
limpieza, lo que hoy día se hace con agua fría. Se cree que sería una propuesta interesante
poder proveer la temperatura necesaria a través de paneles solares térmicos o tubos de
vacío.
Para este proceso de requiere un consumo de 24 m3 de agua diarios a 45°C, por ello sería
una alternativa interesante plantear un sistema solar térmico como se ha comentado.
Actualmente la empresa requiere 47 m3 de agua caliente, esta se obtiene de la
recuperación de vapor. Se plantea desarrollar una instalación para generar los 24 m3 del
nuevo requerimiento que necesita la empresa, estos se agregarían al volumen anterior
con un nuevo sistema dado que el actual no permite satisfacer toda la demanda de calor.
El total de m3 de agua caliente diario estaría dado por la siguiente tabla:
Limpieza los procesos 24 m3
Agua caliente para duchas 30 m3
Agua caliente para el casino 5 m3
Agua caliente lavandería 12 m3
79
Si bien el total necesario de agua caliente es de 71 m3, con la instalación se necesitaría
satisfacer sólo 24 m3, lo que constituye el 33% de agua caliente para la limpieza de las
máquinas, el 66% restante ya está cubierto por recuperación del valor de procesos.
La zona de Melipilla posee una buena irradiación, una instalación de esta naturaleza
ayudaría a producir dicha necesidad de agua caliente. En épocas de menor recurso solar,
se plantearían calderas para la recuperación de la caída de la temperatura, estas
aumentaría el gradiente térmico con energía eléctrica si fuese necesario.
Como se ha indicado, se necesita producir la cantidad diaria de 24 m3 para el uso de la
planta para la limpieza de las líneas de procesos.
Para lograr la temperatura del agua deseada, se considera que el agua proveniente de la
red se encuentra a una temperatura de 15ºC. La energía requerida para calentar el
volumen de agua se calcula de la siguiente manera:
∗ ∗
Donde
Energía requerida para elevar la temperatura del agua desde la temperatura
inicial a la final [kcal/día]
Masa de agua requerida para calentar [kg/día]
Poder calorífico del agua [kcal/kg K]
Temperatura final del agua [ºC]
Temperatura inicial del agua [ºC]
Considerando una demanda de densidad del agua de 1000 [kg/m3], además la demanda
diaria de agua caliente es de 24.000 [l/día], esto corresponde a que la masa M de agua es
de 24.000 [kg/día]. El poder calorífico del agua es de 1 [kcal/kg K].
24.000 ∗ 1 ∗ 45 15
Con los datos mencionados, se obtiene que la energía diaria necesaria para el volumen de
agua necesario es de 720.000 [kcal] (equivalente a 837,4 [KWh/día]). Los KWh obtenidos
equivalen totales diarios.
El área necesaria de colectores, de ac7uerdo con los resultados de energía requerida, se
calcula de la siguiente manera:
El área necesaria de colectores, de acuerdo con los resultados de energía requerida, se
calcula de la siguiente manera:
80
∗
Donde
Área de captación requerida (m2)
Energía requerida para elevar la temperatura del agua desde T (kcal)
Radiación solar (W/m2)
Eficiencia global del sistema de colectores
Los valores de la radiación solar para la locación seleccionada, se encuentran en el ANEXO
6. La eficiencia global del sistema de colectores se estima de la siguiente manera:
∗
0,0046 ∗ ∗
Donde
Eficiencia global del colector
Eficiencia máxima del colector
Pendiente de la curva de eficiencia
Temperatura medía, equivalente a la medía aritmética entre la temperatura
de entrada del agua y la temperatura de salida [ºC]
Temperatura ambiente [ºC]
= Intensidad de radiación solar [Wh/m2día]
En el caso de tubos al vacío, se considera una pendiente de la curva de 0,3 y una eficiencia
máxima de 53%. La eficiencia global se considera como un promedio de las eficiencias
globales calculadas utilizando la intensidad de radiación solar para cada mes. Pero para el
efecto del perfil se considerará una eficiencia global del colector de 50%.
Con estos datos, y considerando que la demanda durante el aporte de energía solar al
sistema será de un 60%, entonces el área de captadores es de:
837,4
4,6 ∗ 0,5
La inclinación óptima de los paneles está dada por la fórmula:
, , ∗ ∅
81
Siendo:
∅ = Latitud (En este caso 34°)
27,17°
Como parte del desarrollo del perfil no se calculará el resto de las necesidades que
componen un sistema, como vaso de expansión, estanque acumulador, intercambiadores
de calor y bombas de circulación, además de las pérdidas de carga.
Se tiene como promedio, que un 40% de la energía térmica no será producida por el
sistema solar térmico, puesto se supondrá que la instalación podrá satisfacer sólo el 60%
de esta. Entonces, esa energía será otorgada por el sistema de recuperación de calor que
poseen los estanques de acumulación, el cuál utilizará la energía eléctrica, la que aporta el
calor necesario.
Esquema 11.1: Instalación solar térmica
Por lo tanto, de los 837,4 KWh totales, sólo se generan con el sistema: 502,4 KWh.
De modo que los 335 KW restantes, deberán ser otorgados mediante consumo eléctrico
convencional, produciendo un coto adicional en el consumo eléctrico y a su vez una
contaminación que será valorada en el cuadro de emisiones.
c. Ahorros producidos
La propuesta planteada sugiere producir 24 m3 de agua caliente extras. Este hecho es
motivado bajo la demanda insatisfecha que hasta ahora posee la empresa. Al no existir
82
dicho consumo la eventual instalación no desplazará ningún sistema actual. Por lo que no
hay disminución de emisiones. Sin embargo, se supondrá que la instalación ayudará a
descontaminar comparándola con un sistema convencional.
Por los tanto, si se tiene que la energía térmica necesaria es de 335 KWh, y suponiendo
que estos KWh se debiesen producir mediante petróleo, entonces se tiene que:
→ 1 litro petróleo son aproximadamente, 10.000 Kcal, esto, es lo mismo que 11,6 KWh.
Entonces, para producir 335 KWh, se necesitan 29 litros de petróleo al día.
Inversión Ariztía Unidades Valores
Colectores tubos de vacío US$ 207.480
Costo mantención y operación US$/año 3.640
Costo Electricidad US$/kWh 0,129
Energía eléctrica complementaria 40% KWh/día 334,96
Energía producida por la instalación KWh/día 502,44
Potencia a Instalar m2 364
Nota: Precios referenciales ‐ Empresa Terrasolar
Tabla 11.3: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Inversión ‐207.480
Ahorro 39.429 39.429 39.429 39.429 39.429 39.429 39.429 39.429 39.429 39.429
Costos Fijo MO ‐3.640 ‐3.640 ‐3.640 ‐3.640 ‐3.640 ‐3.640 ‐3.640 ‐3.640 ‐3.640 ‐3.640
Costo fijo 40% eléctrico ‐15.772 ‐15.772 ‐15.772 ‐15.772 ‐15.772 ‐15.772 ‐15.772 ‐15.772 ‐15.772 ‐15.772
Total ‐207.480 20.017 20.017 20.017 20.017 20.017 20.017 20.017 20.017 20.017 20.017
Tasa 6%
VAN ‐$ 60.150,29
TIR ‐1%
La instalación planteada no se financia en el corto plazo, la inversión a 10 años arroja un
VAN negativo lo que supone una inversión arriesgada y no rentable debido a que la
empresa necesitará igualmente producir el 40% del requerimiento térmico a través de
electricidad, lo que es un costo que va en desmedro de la inversión final.
Si bien la instalación es inviable en el aspecto económico, esta si sería viable y de
contribución positiva en el aspecto medio ambiental, puesto que su implementación
implicaría una disminución en las emisiones a la atmósfera, puesto que la energía
producida por la tecnología sistema de tubos de vacío no genera contaminación (no están
contabilizadas las emisiones industriales producidas al momento de fabricar lo colectores).
Ahora, en las épocas de invierno, se deberá aumentar el gradiente térmico con un
estanque acumulador, el cual tendrá un consumo eléctrico para mantener la temperatura
83
de salida asignada, este consumo se promedia como el 40% de la energía requerida y
constituirá una emisión de contaminación a la atmósfera.
Ariztía Litros petróleo/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones Evitadas con el 60% de aporte
200 610 0,6 223
KW necesarios Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones producidas para satisfacer el 40%
restante 1.540 616 1 225
84
11.4 JUMBO – Colectores solares térmicos
a. Ubicación del establecimiento
La empresa de retail, se sitúa en la RM en Santiago, comuna de Las Condes. Y cuya
posición geográfica está dada por:
Latitud: 33.43º Sur
Longitud: 70.54º Este
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Requerimiento energético para producir agua caliente en la planta está dado por:
977 KWh/día
∙ Se requieren satisfacer la totalidad de la demanda de agua caliente con un sistema
solar térmico.
Reemplazo de los termos eléctricos para agua caliente, por colectores tubo de vacío.
Actualmente, el supermercado eleva la temperatura del agua a través de calderas
eléctricas lo que sería una opción interesante poder reemplazar dichas calderas por un
sistema solar térmico, que cuyo consumo actual de agua caliente es de 977 KWh/día.
El calentamiento del agua se logra mediante un sistema híbrido solar‐convencional, en
que la fracción solar (aporte relativo de energía respecto de la demanda total de energía)
se fija en un 60%, de acuerdo a lo recomendado por la experiencia técnico económica de
este tipo de instalaciones ubicadas en una zona con un nivel de radiación similar al
indicado en el ANEXO 6.
La energía térmica transferida entre una sustancia de masa m y sus alrededores para un
cambio de temperatura Δ esta dado por:
∗ ∗ Δ
Donde
Cantidad de calor transferida, Cal
Calor específico de la sustancia, Cal/g. ºC
Δ = Cambio de temperatura experimentado por la sustancia, º C
85
Entonces, sabiendo que el consumo diario de energía térmica es de 977 KWh/día, es
equivalente a 840.069 Kcal/día. El calor específico del agua a 15°C es de 4.189 julios/K.g, lo
que es lo mismo que 1 Kcal/K.Kg, por lo que se tiene:
977 ∗ 0,001163 / ∗ 1 ∗ 45 15
28.002 /día
El sistema solar consta de un área colectora a definir en m2 de CTV (Colector tubo de
vacío), un circuito primario de una mezcla de agua y anticongelante (dadas las condiciones
térmicas ambientales) y de un circuito secundario. Es recomendable tener un acumulador
para el agua caliente excedentaria generada por el sistema solar, de una capacidad de por
lo menos 6.000 litros.
El sistema convencional consta de una central térmica (caldera alimentada con GLP).
Requerimientos térmicos:
Para lograr la temperatura del agua deseada, se considera que el agua proveniente de la
red se encuentra a una temperatura de 15ºC. La energía requerida para calentar el
volumen de agua se calcula de la siguiente manera:
∗ ∗
Donde
Energía requerida para elevar la temperatura del agua desde la temperatura
inicial a la final [kcal/día]
Masa de agua requerida para calentar [kg/día]
Poder calorífico del agua [kcal/kg K]
Temperatura final del agua [ºC]
Temperatura inicial del agua [ºC]
El área necesaria de colectores, de acuerdo con los resultados de energía requerida, se
calcula de la siguiente manera:
∗
Donde
Área de captación requerida (m2)
Energía requerida para elevar la temperatura del agua desde T (kcal)
86
Radiación solar (W/m2)
Eficiencia global del sistema de colectores
Los valores de la radiación solar para la locación seleccionada, se encuentran en el ANEXO
6. La eficiencia global del sistema de colectores se estima de la siguiente manera:
∗
0,0046 ∗ ∗
Donde
Eficiencia global del colector
Eficiencia máxima del colector
Pendiente de la curva de eficiencia
Temperatura medía, equivalente a la medía aritmética entre la temperatura
de entrada del agua y la temperatura de salida [ºC]
Temperatura ambiente [ºC]
= Intensidad de radiación solar [Wh/m2día]
En el caso de tubos al vacío, se considera una pendiente de la curva de 0,3 y una eficiencia
máxima de 53%. Los datos de Tm y Ta se obtienen de la tabla de temperaturas adjunta en
el Anexo 6 para cada mes. La eficiencia global se considera como un promedio de las
eficiencias globales calculadas utilizando la intensidad de radiación solar para cada mes.
Para este caso, se tomará una eficiencia global del colector de 50%
Entonces se tiene:
9774,4 ∗ 0,5
Con estos datos, y considerando que la demanda durante el aporte de energía solar al
sistema será de un 60%, se tiene que el área necesaria de captación de los colectores es
de 444 m2.
La inclinación óptima de los paneles está dada por la fórmula:
, , ∗ ∅
Siendo:
87
∅ = Latitud
, , ∗ , °
Para efectos de costos se deberá elegir el ángulo más cercano al que se presenta puesto
dependerá de los estándares del mercado.
Como parte del desarrollo de un perfil no se calculará el resto de las necesidades que
componen un sistema, como vaso de expansión, estanque acumulador, intercambiadores
de calor y bombas de circulación, además de las pérdidas de carga.
Como promedio, se tiene que un 40% de la energía térmica no será producida por el
sistema solar térmico. Entonces, esa energía será otorgada por el sistema de recuperación
de calor que poseen los estanques de acumulación, que a través de la energía eléctrica
aportan el calor necesario.
Esquema 11.2: Instalación solar térmica
Por lo tanto, de los 977 KWh, se generan a través del sistema solar térmico el 60% de la
necesidad de calor, esto corresponde a: 586,2 KWh
De modo que los 390,8 KWh restantes deberán ser otorgados por el sistema eléctrico,
esto producirá una contaminación que será valorada en el cuadro de emisiones.
c. Ahorros producidos
Por los tanto, si se tiene que la energía térmica necesaria es de 977 KWh, y suponiendo
que esto KW se debiesen producir mediante electricidad, entonces se tiene que:
88
→ Se aportará sólo el 60% de la instalación de modo que el 40% equivale al aporte del
consumo eléctrico de la red, y cuyas emisiones son equivalentes a 0,37 Kg/CO2 por cada
KW consumido.
Inversión Jumbo Unidades Valores
Colectores tubos de vacío US$ 253.080
Costo mantención y operación US$/año 4.440
Costo Electricidad US$/kWh 0,1290
Energía eléctrica complementaria KWh/día 391
Energía producida por la instalación KWh/día 586,2
Potencia a Instalar m2 444
Nota: Precios referenciales ‐ Empresa Terrasolar
Tabla 11.4: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Inversión ‐253.080
Ahorro 46.002 46.002 46.002 46.002 46.002 46.002 46.002 46.002 46.002 46.002
Costos Fijo MO ‐4.440 ‐4.440 ‐4.440 ‐4.440 ‐4.440 ‐4.440 ‐4.440 ‐4.440 ‐4.440 ‐4.440
Costo fijo 40% eléctrico ‐18.401 ‐18.401 ‐18.401 ‐18.401 ‐18.401 ‐18.401 ‐18.401 ‐18.401 ‐18.401 ‐18.401
Total ‐253.080 23.161 23.161 23.161 23.161 23.161 23.161 23.161 23.161 23.161 23.161
Tasa 6%
VAN ‐$ 82.611,35
TIR ‐2%
La instalación planteada no se financia en el corto plazo, la inversión a 10 años arroja un
VAN negativo lo que supone una inversión arriesgada y no rentable debido a que la
empresa necesitará igualmente producir el 40% del requerimiento térmico a través de
electricidad, lo que es un costo que va en desmedro de la inversión final.
Si bien la instalación es inviable en el aspecto económico, esta si sería viable y de
contribución positiva en el aspecto medio ambiental, puesto que su implementación
implicaría una disminución en las emisiones a la atmósfera, puesto que la energía
producida por la tecnología sistema de tubos de vacío no genera contaminación (no están
contabilizadas las emisiones industriales producidas al momento de fabricar lo colectores).
Ahora, en las épocas de invierno, se deberá aumentar el gradiente térmico con un
estanque acumulador, el cual tendrá un consumo eléctrico para mantener la temperatura
de salida asignada, este consumo se promedia como el 40% de la energía requerida y esta
generará una emisión de contaminación a la atmósfera la cuál ha sido contabilizada en la
siguiente tabla.
89
Jumbo KWh
producidos/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación
586 99 0,1 36
KW necesarios Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
misiones producidas con el 40% de aporte
restante 391 65,9226 0,0659 24,062
90
11.5 JUMBO ‐ Instalación Fotovoltaica
a. Ubicación del establecimiento
Esta empresa pertenece al retail, con mayor intensidad a los supermercados y
hipermercado. Este caso a estudiar, será un hipermercado.
La empresa se sitúa en la RM en Santiago, comuna de Las Condes. Y cuya posición
geográfica está dada por:
Latitud: 33.43º Sur
Longitud: 70.54º Este
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Requerimiento energético de la empresa es: 10.851 KWh/día
∙ Se propone una instalación en la cubierta del supermercado.
Para este caso, se propondrá una instalación fotovoltaica que satisfaga cierta demanda
energética, esta limitada por la cubierta de la instalación, la que en su totalizada posee
una superficie de:
→15.732 m2 de superficie total
Realmente, la superficie de la instalación está acotada por la instalación real utilizable,
puesto que la cubierta contempla una serie de equipos de climatización, espacio para
entradas de luz. Por ello, la instalación deberá ser adaptada a la superficie real de la
cubierta, evitando además las sombras producto de los elementos que sobresalen de esta
como los equipos, ante techos..etc.
Además de lo anterior, se deberá sumar la separación que necesitan los strings. Se
considerará que la superficie que utilizan los paneles está constituida solamente por un
15% de la cubierta del centro comercial (Plano 14.1) por lo tanto, la instalación quedará
determinada según el total de paneles que resulte del área mencionada que está dada
por:
→ 2.359,8 m2 ≈ 2.360 m2
Por los tanto, si se dispone el tamaño del panel se puede calcular el número de paneles y
así la producción de estos.
91
El panel elegido se presenta en el cuadro siguiente:
Panel BP SOLAR BP 3220 N
Potencia nominal 220Wp
Vmpp 28,9 V
Impp 7,6 A
Isc 8,20 A
Voc 36,6V
Dimensiones 1.667 x 1.000 x 50mm
Eficiencia del módulo 13,20%
Tabla 11.5: Características técnicas principales del módulo BP‐3220T
Para este caso particular al estar determinado por el área disponible en la cubierta del
supermercado, entonces:
Anteriormente se ha calculado la superficie disponible para instalar paneles esta estará
dada por 2.360 m2, esta no contabiliza las estructuras ni su disposición en la cubierta,
entonces los paneles posibles a utilizar son:
Si se considera que se tienen 2.360 m2 sólo en paneles, sin contabilizar las estructuras ni
su disposición en la cubierta, entonces:
→ Área del panel: 1,667*1,0 = 1,67 m2 por panel
→ El total de paneles para la instalación: 2.360 / 1,67 = 1.413 paneles
Sin embargo, utilizando el software PVsyst, se ajustará el nº total de paneles restringidos a
la cantidad recomendada. Entonces, la cantidad precisa de paneles totales de una
instalación estará condicionada por el inversor y a su vez, a la combinación entre la
cantidad de paneles en serie con respecto a la cantidad de strings totales.
Para este caso, el programa entrega la siguiente combinación:
→ 22 módulos en serie y 64 strings
Si se multiplica la cantidad de módulos por la cantidad de strings, entonces resulta un
total de 1.408 módulos.
→La instalación poseerá una potencia de 310 KWp
Entonces para calcular la energía disponible de la instalación está dado por la siguiente
ecuación:
92
∗ ∗
Donde
Energía producida por la instalación, KWh/día
Potencia instalada, KWp
Horas de sol pico, Hr
Eficiencia del sistema (Se considera 80%)
Para calcular las HSP se deberá calcular la irradiación promedio anual.
Para ello, se tienen los datos de erradicación correspondientes a las tomadas en el Cerro
Calán, próximos al lugar donde se emplaza el supermercado son los siguientes.
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiem
bre
Octubre
Noviem
bre
Diciembre
Total
KWh/mes 205 181,4 157,2 115,4 80,9 65,3 58,4 84,7 117,9 140,1 170 196,8 1573
KWh/día 6,8 6,0 5,2 3,8 2,7 2,2 1,9 2,8 3,9 4,7 5,7 6,6 4,3
Se toman las irradiaciones promedio de todos los meses del año. Según este dato se podrá tener la energía diaria aproximada aportada por la instalación. El promedio de la irradiación anual está dada por:
→ 52,3 / 12 = 4,3 KWh/m2día La hora solar pico (HSP) es una unidad que mide la irradiación solar y que se define como el tiempo en horas de una hipotética irradiación solar constante de 1000 W/m2. Una hora solar pico equivale a 3.6 MJ/m2 o lo que es lo mismo, 1 KWh/m2. Esto es una manera de calcular la energía que se recibe del sol considerando períodos de 1 hora y a 1000 watts. Por lo tanto, para este caso, los paneles funcionarán 4,3 horas de sol, estos medidos a una radiación nominal de 1000 w/m2. Si la potencia de la instalación son 310 KW, entonces la energía producida será de:
∗ , ∗ ,
→ 1.066,4 / í
Por lo tanto, la producción promedio de la instalación será de: 389.236KWh/año
93
Como parte de la instalación será necesario un inversor que transforme la corriente
continua en corriente alterna.
Para este caso se elige dos inversores marca SOLARMAX 300C de 300 KW, que el voltaje
de trabajo será entre los 430 – 800V.
El inversor debe estar diseñado para todas las potencias máximas, los voltajes mínimos y
máximos que puede entregar la instalación así como la corriente máxima y mínima.
Esquema 11.3: Esquema general de un sistema FV.
Por lo tanto, el inversor estará dado por los requerimientos de los paneles.
La inclinación óptima de los paneles está dada por la fórmula:
, , ∗ ∅ 26,7° 25°
Siendo:
∅ = Latitud
c. Ahorros producidos
Se tiene que los datos son:
Inversión Jumbo Unidades Valores
instalación Fotovoltaica US$ 1.643.000
Costo mantención y operación US$/año 9.300
Valor electricidad US$/Kw 0,129
Producción de la instalación Kwh/día 1.066
Potencia a Instalar Kw 310
94
Nota: Precios referenciales de manejo interno del CER
Tabla 11.6: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Inversión ‐1.643.000
Ahorro 50.211 50.211 50.211 50.211 50.211 50.211 50.211 50.211 50.211 50.211
Costos Fijo MO ‐9.300 ‐9.300 ‐9.300 ‐9.300 ‐9.300 ‐9.300 ‐9.300 ‐9.300 ‐9.300 ‐9.300
Total ‐1.643.000 40.911 40.911 40.911 40.911 40.911 40.911 40.911 40.911 40.911 40.911
Tasa 6%
VAN ‐$ 1.341.888,21
TIR ‐
La inversión posee un VAN y una TIR negativas. Esto debido a que el precio de la
tecnología fotovoltaica es elevada, con respecto a la capacidad de generación energética.
El precio considerado es de 5.300 US$/Kw instalado, lo que resulta elevado.
La acción o acciones que se debieran desarrollar para generar un acercamiento a la
viabilidad del proyecto podría consistir en la espera de una disminución en los costos de la
tecnología, conseguir aportes en subsidios y acordar con las entidades financieras una
disminución en la tasa de interés. Cualquiera de estos escenarios contribuiría a mejorar el
contexto económico
Proyectos de energías renovables como el que se presenta, lograrán en el poco tiempo ser
rentables, puesto que la tecnología está en constante evolución, sumado a que la
demanda aumenta, y por economía de escala, los precios día a día van en descenso.
Las emisiones evitadas a los largo del año están dadas por la tabla que se muestra a
continuación.
Jumbo KWh/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación
1.066 426 0,4 156
95
11.6 COMERCIAL PANAMERICANA–Mini hidroeléctrica
a. Ubicación del establecimiento
Se trata de una planta criadora de abalones que cuyos procesos desde el estado de larva
hasta su cosecha demora 4 años.
La empresa se sitúa en la IV región ciudad de la Coquimbo. Y cuya posición geográfica está
dada por:
Latitud: 30.02º Sur
Longitud: 71.4º Este
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Se propone una instalación que aproveche todo el recurso disponible. Este limitado
por el caudal de agua cado por el diferencial de altura que poseen las terrazas de
crianza.
Con el cálculo del aprovechamiento del caudal de agua que corre desde un punto a otro se
obtiene la potencia. Para determinar la potencia y la energía se tienen las siguientes
fórmulas respectivamente:
∗ ∗ ∗ ∗ (KW)
∗ ∗ ∗ ∗ ∗ (KWh)
Donde
Q Caudal volumétrico, m3/s
t Tiempo, seg
ρ Densidad del fluido, kg/m3
g Aceleración de gravedad, m/s2
h Altura, mt
η Rendimiento de la turbina
Para este caso, se aprovecharía el volumen de agua que cae hasta el mar por unos tubos
de evacuación, lo que se considera la interceptación de la corriente. Aprovechando la
infraestructura de los tubos para el acople de la turbina.
96
Para la elección de la turbina correcta de deberían considerar los requerimiento precisos
del recurso, con ello se podría determinar el número específico de revoluciones (n ). Este
es el número de revoluciones que debería girar una turbina para suministrar 1 CV en un
salto de 1 m con rendimiento óptimo.
∗ / ∗ /
Donde
n Velocidad de giro de la turbina en r.p.m
P = Potencia en el eje de turbina en C.V. H= Salto neto de la turbina en m.
Con lo anterior, sumado a las leyes de semejanza, se podría determinar el rendimiento del
prototipo y así precisar qué turbina corresponde a ser utilizada para este caso puntual.
Otro punto relevante es el cálculo y los problemas asociados a la cavitación que hace
degradar los álabes de la turbina.
Para el desarrollo del perfil no se determinará el tipo de turbina, pues requiere de un
trabajo más extenso.
Entonces, calculando, la energía producida según el caudal de 1,5 m3/s, la densidad del
agua 1, la diferencia de altura 8 metros y la eficiencia del sistema es de un 60%, se tiene:
, ∗ ∗ , ∗ ∗ ,
E 70,56KWh
La energía que se puede aprovechar para este caso será de 70,6 KWh, lo que permitiría
poder energizar alguna bomba de la planta con una generación prácticamente
permanente.
c. Ahorros producidos
Los datos de inversión se presentan a continuación:
Inversión Abalones Unidades Valores
Paneles Fotovoltaicos 330 paneles US$ 532.500
Costo mantención y operación US$/año 2.840
Valor electricidad US$/KW 0,129
Consumo actual planta día KWh/día 7.234
Energía producida KWh/día 1.704
Potencia a Instalar KW 71
Nota: Precios referenciales de manejo interno del CER
97
Tabla 11.7: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Inversión ‐532.500
Ahorro 80.233 80.233 80.233 80.233 80.233 80.233 80.233 80.233 80.233 80.233
Costos Fijo MO ‐2.840 ‐2.840 ‐2.840 ‐2.840 ‐2.840 ‐2.840 ‐2.840 ‐2.840 ‐2.840 ‐2.840
Total ‐532.500 77.393 77.393 77.393 77.393 77.393 77.393 77.393 77.393 77.393 77.393
Tasa 6%
VAN $ 37.118,04
TIR 7%
La instalación se financia en el corto plazo, implementar el proyecto resultaría interesante
suponiendo que se tiene un VAN positivo y una TIR mayor a “0”, por ello, si se respetan las
condiciones propuestas, se estima que sería interesante para la empresa poder generar la
inversión.
Las emisiones evitadas a los largo del año están dadas por la tabla que se muestra a
continuación.
Abalones KWh/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación
1.704 682 0,7 249
98
11.7 CCU – Colectores Solares Térmicos
a. Ubicación del establecimiento
Se trata de una planta embotelladora de pisco, donde recibe el alcohol de las plantas de
destilación para su envejecimiento y luego embotellado.
La empresa se sitúa en la IV región, en las proximidades de la ciudad de Ovalle. Y cuya
posición geográfica está dada por:
Latitud: 30.66º Sur
Longitud: 71.33º Este
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ El requerimiento de energía térmica de la empresa es: 2.786 KWh/día
∙ Se propone una instalación que pueda satisfacer la demanda de agua caliente que
requiere la planta.
El calentamiento del agua se logra mediante un sistema híbrido solar‐convencional, en
que la fracción solar (aporte relativo de energía respecto de la demanda total de energía)
se fija en un 60%, de acuerdo a lo recomendado por la experiencia técnico económica de
este tipo de instalaciones ubicadas en una zona con un nivel de radiación similar al
indicado en el Anexo.
La energía térmica transferida entre una sustancia de masa m y sus alrededores para un
cambio de temperatura Δ esta dado por:
∗ ∗
Donde
Cantidad de calor transferida, Cal
Calor específico de la sustancia, Cal/g. ºC
Δ = Cambio de temperatura experimentado por la sustancia, º C
Entonces, sabiendo que el consumo diario de energía térmica es de 2.786 KWh/día, lo que
equivale a 2.395.528 Kcal h/día y que el calor específico del agua a 15°C es de 4.186
[julios/K.g], lo que es lo mismo que 1 [Kcal/K. kg], por lo que se tiene:
2.786.000 ∗ 1 ∗ 45 15
99
79.851 /día
El sistema solar consta de un área colectora a definir en m2 de CTV, un circuito primario
de una mezcla de agua y anticongelante (dadas las condiciones térmicas ambientales) y
de un circuito secundario. Es recomendable tener un acumulador para el agua caliente
excedentaria generada por el sistema solar, de una capacidad de por lo menos 10.000
litros.
Para lograr la temperatura del agua deseada, se considera que el agua proveniente de la
red se encuentra a una temperatura de 15º C. La energía requerida para calentar el
volumen de agua se calcula de la siguiente manera:
∗ ∗
Donde
Energía requerida para elevar la temperatura del agua desde la temperatura
inicial a la final [Kcal/día]
Masa de agua requerida para calentar [kg/día]
Poder calorífico del agua [kcal/kg K]
Temperatura final del agua [ºC]
Temperatura inicial del agua [ºC]
El área necesaria de colectores, de acuerdo con los resultados de energía requerida, se
calcula de la siguiente manera:
∗
Donde
Área de captación requerida (m2)
Energía requerida para elevar la temperatura del agua desde T (kcal)
Radiación solar (W/m2)
Eficiencia global del sistema de colectores
Los valores de la radiación solar para la locación seleccionada, se encuentran en el Anexo
6. La eficiencia global del sistema de colectores se estima de la siguiente manera:
∗
0,0046 ∗ ∗
100
Donde
Eficiencia global del colector
Eficiencia máxima del colector
Pendiente de la curva de eficiencia
Temperatura medía, equivalente a la medía aritmética entre la temperatura
de entrada del agua y la temperatura de salida [ºC]
Temperatura ambiente [ºC]
= Intensidad de radiación solar [Wh/m2día]
En el caso de tubos al vacío, se considera una pendiente de la curva de 0,3 y una eficiencia
máxima de 53%. Los datos de Tm y Ta se obtienen de la tabla de temperaturas adjunta en
el Anexo para cada mes. La eficiencia global se considera como un promedio de las
eficiencias globales calculadas utilizando la intensidad de radiación solar para cada mes.
Para este caso, se tomará una eficiencia global del colector de 50%
Entonces se tiene:
2.7865 ∗ 0,5
.
Con estos datos, y considerando que la demanda durante el aporte de energía solar al
sistema será de un 60%, se tiene que el área necesaria de captación de los colectores es
de 1.114 m2.
La inclinación óptima de los paneles está dada por la fórmula:
, , ∗ ∅ = 24,4°
Siendo → ∅ = Latitud
Para efectos de costos se deberá elegir el ángulo más cercano al que se presenta puesto
dependerá de los estándares del mercado.
Como parte del desarrollo de un perfil no se calcularán el resto de las necesidades que
componen un sistema, como vaso de expansión, estanque acumulador, intercambiadores
de calor y bombas de circulación, además de las pérdidas de carga.
Como promedio, se tiene que el 40% de la instalación no podrá cubrir la totalidad de
energía térmica requerida. Entonces, esa energía será otorgada por el sistema de
101
recuperación de calor que poseen los estanques de acumulación, que a través de la
energía eléctrica aportan el calor necesario.
Esquema 11.4: Instalación solar térmica.
Por lo tanto, de los 2.786 KW/día, se generan a través del sistema solar térmico el 60% de
la necesidad de calor, esto corresponde a: 1.671 KW
De modo que los 1.114,4 KW restantes deberán ser otorgados por el sistema eléctrico,
esto producirá una contaminación que será valorada en el cuadro de emisiones.
c. Ahorros producidos
Por lo tanto, si se tiene, que la energía térmico total día necesaria es de 2.786 KW/día, y
suponiendo que los KW faltantes se producen a través de consumo eléctrico, entonces,
existirá un costo debido a que el 40% de la instalación no podrá ser satisfecha con el
recurso solar, sino dependerá de la energía eléctrica consumida por un tanque de
acumulación para recuperar el calor requerido.
Inversión CCU Unidades Valores
Colectores tubos de vacío US$ 634.980
Costo mantención y operación US$/año 11.140
Energía diaria insatisfecha US$/kWh 0,1290
Costo Electricidad necesaria para el 40% KWh/día 1.114
Energía producida por la instalación KWh/día 1.672
Potencia a Instalar m2 1.114
Nota: Precios referenciales de la empresa Terrasolar
102
Tabla 11.8: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Inversión ‐634.980
Ahorro 131.179 131.179 131.179 131.179 131.179 131.179 131.179 131.179 131.179 131.179
Costos Fijo MO ‐11.140 ‐11.140 ‐11.140 ‐11.140 ‐11.140 ‐11.140 ‐11.140 ‐11.140 ‐11.140 ‐11.140
Costo fijo 40% eléctrico ‐52.472 ‐52.472 ‐52.472 ‐52.472 ‐52.472 ‐52.472 ‐52.472 ‐52.472 ‐52.472 ‐52.472
Total ‐634.980 67.567 67.567 67.567 67.567 67.567 67.567 67.567 67.567 67.567 67.567
Tasa 6%
VAN ‐$ 137.678,89
TIR 1%
La instalación planteada no se financia en el corto plazo, la inversión a 10 años arroja un
VAN negativo lo que supone una inversión arriesgada y no rentable debido a que la
empresa necesitará igualmente producir el 40% del requerimiento térmico a través de
electricidad, lo que es un costo que va en desmedro de la inversión final.
Si bien la instalación es inviable en el aspecto económico, esta si sería viable y de
contribución positiva en el aspecto medio ambiental, puesto que su implementación
implicaría una disminución en las emisiones a la atmósfera, puesto que la energía
producida por la tecnología sistema de tubos de vacío no genera contaminación (no están
contabilizadas las emisiones industriales producidas al momento de fabricar lo colectores).
Ahora, en las épocas de invierno, se deberá aumentar el gradiente térmico con un
estanque acumulador, el cual tendrá un consumo eléctrico para mantener la temperatura
de salida asignada, este consumo se promedia como el 40% de la energía requerida y esta
constituirá una emisión de contaminación a la atmósfera la cuál ha sido contabilizada en la
siguiente tabla.
CCU KWh producidos/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación
1.672 5.098 5,1 1.861
KW necesarios Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones producidas con el 40% de aporte
faltante 1.114 3398,92 3,3989 1.240,6
103
11.8 LACTEOS DEL SUR – Biogás Térmico
a. Ubicación del establecimiento
La empresa es provista de leche de empresas externas a esta y con la materia prima
genera mantequilla y queso.
Esta se sitúa en la IX región, en las proximidades del pueblo Rio Bueno. Y cuya posición
geográfica está dada por:
Latitud: 40.42º Sur
Longitud: 72.8º Este
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Generación de residuos, lactosuero: 150 (m3/día).
∙ Consumo eléctrico en Lácteos del Sur es de: 8.100 (kWh/día)
∙ Consumo térmico en Lácteos del Sur es de: 25.236 (kWh/día)
Según bibliografías y experiencias actuales de ingenierías, se toma que de cada 1 m3 de
lácteo suero y riles tratado se obtienen 8 m3 de biogás. De este volumen el 50% es gas
metano, útil para la generación de calor o electricidad.
Para estimar la cantidad de energía que se puede recuperar desde el biogás generado a
partir de la materia orgánica de los residuos de diferentes industrias y sectores, se debe
considerar los rendimientos de energía térmica y de energía eléctrica, así como también
los rendimientos de los equipos de recuperación de calor de los equipos de transferencia
de calor que captan la energía disipada del motor en forma de calor.
Para efectos de cálculo, se considera la cantidad anual de biogás generado a partir de la
biomasa y cuyo poder calorífico para este caso se tomará como 5.750 kcal/m³.
→ Potencial de biogás = 8 m3 de Biogás * 150 m3 de riles * 365 días → Potencial de biogás año = 438.000 m3/año → Potencial de biogás día = 1.200 m3/día
A continuación se grafica el esquema del destino de la energía producida, este está dado por la siguiente figura:
104
Esquema 11.5: Esquema del destino de la energía producida
La energía disponible disipada en los gases de combustión es de un 31.8% de la energía
aportada por el combustible, la que a su vez pasará por la caldera de recuperación que
tiene un rendimiento del 65% entonces:
1 438.0003. á
ñ∗ 5.750
3∗ 0,318 ∗ 0,65
520.574ñ
Se tiene que: 1 Kcal/h es equivalente a: 0,001163 KWh
1 605,4ñ
1 1,66í
Agua de enfriamiento:
De los 438.000 m3/año de biogás, la energía disponible en el agua de alta temperatura (90
a 99°C) es de un 19,7% que pasará por un intercambiador de calor con un rendimiento del
98%, entonces:
2 438.0003. á
ñ∗ 5.750
3∗ 0,197 ∗ 0,89
105
441.569ñ
2 513,5ñ
2 1,41í
De los 438.000 m3/año de biogás, la energía disponible en el agua de baja temperatura,
esto es inferior a 50°C, es de un 10% que también pasará por un intercambiador de calor
de rendimiento del 98% entonces:
3 438.0003. á
ñ∗ 5.750
3∗ 0,1 ∗ 0,98
246.813ñ
3 287ñ
3 0,79í
Esta energía de baja temperatura se intentará utilizar para calentar los reactores de
producción de biogás que deben estar a unos 35°C.
La energía térmica total cogenerada a partir de los sistemas de enfriamiento, será la suma
de la energía de ambos sistemas tanto de baja como alta temperatura.
23 é 514 287 801ñ
La energía térmica total cogenerada será la suma de la energía de gases y la energía de
agua de enfriamiento de alta temperatura.
123 é 605 514 287 1.406ñ
Energía eléctrica recuperada a partir del biogás.
La energía eléctrica recuperada del biogás corresponde a un 38% de esta, por lo tanto:
106
438.0003. á
ñ∗ 5.750
3∗ 0,38
957.030ñ
1.113ñ
3,043í
De acuerdo a los valores mostrados, la energía eléctrica generada a partir de biogás en este caso es de 1.113 Mwh/año. Finalmente, la energía total cogenerada a partir de biogás correspondiente a los riles y lácteo suero, provenientes de la empresa y es de:
1.113ñ
é 1.406ñ
é
2.519ñ
6,9í
En resumen, la energía producida por la instalación está representada en la tabla que se
adjunta a continuación.
(KWh) (KWh/día) (KWh/año) (Mwh/año)
Energía térmica 160,8 3.859 1.408.608 1.409
Energía eléctrica 126,8 3.043 1.110.768 1.111
Tabla 11.9: Energía térmica y eléctrica que produce la instalación
Se adjunta la tabla con la energía final disponible para auto consumo y para la venta, esta
se muestra como sigue:
Necesidad energética día
(KWd/día) Producción diaria generada por el biodigestor (KWh/día)
Energía sobrante(KWh/día)
Energía térmica 8.100 3.859 ‐4.241
Energía eléctrica 25.236 3.043 ‐22.193
Tabla 11.10: Necesidad diaria en plantel v/s energía satisfecha con la instalación
107
Para este caso, la instalación no cubrirá el 100% de la necesidad energética de la planta,
por lo que esta igualmente deberá abastecerse de otras alternativas convencionales. Sin
embargo, la instalación propuesta, igualmente sería un aporte sobre la necesidad total
energética pues aportaría un incremento que a la larga resultaría representativo.
c. Ahorros producidos
Por lo tanto, si se tiene que la energía eléctrica necesaria es de 8.100 KWh/día y la energía
térmica es de 25.236 KW/día, la instalación sólo cubrirá una parte del requerimiento, dado
por la limitación del recurso. Por ello, no era posible cubrir con la instalación la necesidad
energética de la empresa puesto que el volumen del recurso es limitado.
Lácteos del Sur Unidades Valores
Biodigestos para cogeneración US$ 672.040
Motor eléctrico para cogenerar US$ 201.612
Costo mantención y operación US$/año 38.040
Valor electricidad US$/KW 0,129
Energía térmica producida KWh/día 1.522
Energía eléctrica producida KWh/día 1.930
Potencia a Instalar eléctrica KW 127
Potencia a Instalar térmica KW 161
Nota: Precios referenciales de manejo interno del CER
Tabla 11.11: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Inversión ‐873.652
Ahorro térmico 71.645 71.645 71.645 71.645 71.645 71.645 71.645 71.645 71.645 71.645
Ahorro eléctrico 90.855 90.855 90.855 90.855 90.855 90.855 90.855 90.855 90.855 90.855
Costos Fijo MO ‐38.040 ‐38.040 ‐38.040 ‐38.040 ‐38.040 ‐38.040 ‐38.040 ‐38.040 ‐38.040 ‐38.040
Total ‐873.652 124.460 124.460 124.460 124.460 124.460 124.460 124.460 124.460 124.460 124.460
Tasa 6%
VAN $ 42.382,61
TIR 7%
Se ha considerado el caso que la instalación produciría sólo la mitad de la capacidad de
generador para considerar un escenario mas pesimista, sin embargo, la instalación
indudablemente resulta ser rentable, puesto la producción de biogás es aprovechada
tanto para generar electricidad como para energía térmica. Se aprovecha así el recurso en
un 100% en las horas de producción propuestas, y como se puede apreciar en la tabla de
financiación, la instalación sería una alternativa rentable para los inversionistas. A
continuación se adjunta la tabla de las emisiones evitadas con la instalación propuesta.
108
Lácteos del Sur KWh/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación para energía eléctrica
1930 772 0,8 282
Emisiones evitadas con la instalación para energía térmica
1522 609 1 222
Nota: Se supondrá un consumo de la red. Además se ha supuesto una producción de 12 hr.
109
11.9 AGRIPOR – Biodigestor Cogeneración
a. Ubicación del establecimiento
Empresa de engorda de cerdos, para ello cuenta con 15 galpones y la suma total de la
empresa cuenta con 40.000 cerdos anuales.
La empresa se sitúa en la RM, sector de Chicauma, camino a Polpaico. Y cuya posición
geográfica está dada por:
Latitud: 33.23º Sur
Longitud: 70.92º Este
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Generación de purines en Chicauma: 95 (m3/día), sólo 7,8 m3 son sólidos
∙ Caracterización de los purines es de 71,7 (Kg animal/año).
∙ El plantel posee 40.000 cerdos/año
∙ Consumo eléctrico en Chicauma: 3.143 (kWh/día)
∙ Consumo térmico en Chicauma: 1.968 (kWh/día)
Por lo tanto, el volumen total de purines será de:
→ 40.000 * 71,7 = 2.868.000 Kg/año
Esto corresponde a 7.858 Kg/día
• Calculo volumen biogás
A continuación se grafica el esquema del destino de la energía producida, este está dado por la siguiente figura:
110
Esquema 11.6: Esquema del destino de la energía producida
Se considera como sólidos totales los 7.858 Kg/día. Por bibliografía se tiene que los sólidos
volátiles (SV) corresponderán al 80% de los ST.
Por lo tanto, se tiene que los sólidos volátiles (Kg/m3):
→ 7.858 * 0,8 = 6.286 Kg SV/día
Producción de biogás (m3/Kg SV m3 Día): Depende de la cantidad de SV que haya en la
carga de estiércol diaria multiplicado por un factor de referencia bibliográfica (Fuente:
Potencial de generación de biogás en Chile, 2011) el que indica que los litros de biogás equivalen a
420 por cada Kg de sólidos volátiles. Entonces:
. á í í
∗
∗.
→ 6.286 Kg/ Sv/día * 420 lt Biogás/ Kg SV = 2.640.120 lt Biogás = 2.640,1 m3 Biogás/día
Esto es equivalente a:
→ 2.640,1 / 24 = 110 m3 Biogás/hora
→ El poder calorífico del biogás se considerará de 5.335 Kcal/m3
• Energía producida
A continuación se adjunta la tabla con los procesos de aprovechamiento de la energía
dada por un generador en calor y electricidad.
111
Circuitos de aprovechamiento energético
Fases o circuitos Rendimiento Motor Aporte Sistema Rendimiento
Eléctrico 38% ‐ ‐
Térmico gases 32% Caldera recuperación 65%
Térmico de refrigerac. ‐ Agua caliente 20% Intercambiador calor 98%
Térmico de refrigerac. ‐ Agua fría 10% Intercambiador calor 98%
Luego, la energía eléctrica teórica generada con un rendimiento del 38%, es según la siguiente expresión:
3. á
í∗ á 3
∗
2.640,1 . á
í∗ 5.335 ∗ 0,38
5.352.2748í
= 5.352.2748/24 223.011,4Kcal/h
La 1 Kcal/h equivale a 0,001163 KWh, entonces:
259,36 ) Respecto de la recuperación de calor desde los gases de escape de la combustión del biogás. Se considera que la energía disipada es de =32% de la energia aportada por el combustible, la que a su vez pasará por la caldera de recuperación que tiene un rendimiento de =65%.
1 3. á
í∗ á 3
∗ ∗
1 2.640,13. á
í∗ 5.335
3∗ 0,32 ∗ 0,65
1 2.929.666,2 í
= 2.929.666,2 /24 122.069,4Kcal/h
1 141,96
Agua de Enfriamiento Motor: Además, se puede recuperar calor del agua de alta temperatura (entre 85 y 99°C) proveniente del sistema de enfriamiento, y la energía disponible es de un =20% que pasará por un intercambiador de calor tiene un rendimiento de =98%, entonces.
112
2 3. á
í∗ á 3
∗ ∗
2 2.640,13. á
í∗ 5.335
3∗ 0,2 ∗ 0,98
2 2.760.646,96 í
= 2.760.646,96 /24 = 115.026,96 kcal/h
2 133,8 )
De los 2.640,1 . á
í, finalmente, se puede recuperar calor del agua de enfriamiento
de baja temperatura (Entre los 40° y los 70°C), considerando que el =10% de la energia aportada por el combustible esta disponible y que pasará por un intercambiador de calor que tiene un rendimiento de =98%. Luego, la energía disponible es:
3 2.640,13. á
í∗ 5.335
3∗ 0,1 ∗ 0,98
3 1.380.323,5 í
= 1.380.323,5 /24 = 57.513,5
3 66,9
Esta energía de baja temperatura se intentará utilizar para calentar el reactor a través del
intercambiador de calor, para ello, lo óptimo será elevar la temperatura de la mezcla a
unos 35°C, esto favorecerá la producción de biogás.
La energía térmica total cogenerada a partir de los sistemas de enfriamiento, será la suma
de la energía de ambos sistemas tanto de baja como alta temperatura.
23 é 133,8 66,9 200,7 La energía térmica total cogenerada será la suma de la energía de gases y la energía de
agua de enfriamiento de alta temperatura.
123 é 133,8 66,9 141,96 342,6
Finalmente, la energía total cogenerada a partir de biogás correspondiente a los purines de cerdos, y da como resultado:
259,36 é 342,6 é
113
602
En resumen, la energía producida por la instalación está representada en la tabla que se
adjunta a continuación.
(KWh) (KWh/día) (KWh/año) (Mwh/año)
Energía térmica 342,6 8.222,4 3.001.176 3.001
Energía eléctrica 259,4 6.225,6 2.272.344 2.272
Tabla 12.17: Energía térmica y eléctrica que produce la instalación
Se adjunta la tabla con la energía final disponible para auto consumo y para la venta, esta
se muestra como sigue:
Necesidad energética
día (KWh/día) Producción diaria generada por
el biodigestor (KWh/día) Energía disponible
para venta (KWh/día)
Energía térmica 1.968 8.222,4 ‐
Energía eléctrica 3.143 6.225,6 3.082,6
Tabla 12.18: Necesidad diaria en plantel v/s energía satisfecha con la instalación
Para este caso, la energía producida podrá cubrir la demanda de la planta, y a su vez podrá
inyectar la energía eléctrica sobrante a la red contribuyendo así a financiar mayormente la
inversión.
c. Ahorros producidos
En este caso, el total de la demanda de energía térmica y energía eléctrica podrá ser
suministrada por la tecnología propuesta. Esto ayudará a descontaminar lo que
actualmente lo produce la quema de gas y petróleo.
El recurso es suficiente tanto para auto consumo como para una eventual venta de este a
la red, lo que aumentaría el beneficio de la empresa.
Agripor Unidades Valores
Biodigestos para cogeneración US$ 1.140.000
Motor eléctrico para cogenerar US$ 420.000
Costo mantención y operación US$/año 78.000
Valor petróleo US$/Kw 0,649
Valor electricidad US$/Kw 0,129
Energía térmica producida (Consumida) kWh/día 1.968
Energía eléctrica consumida kWh /día 3.143
Energía eléctrica a la red kWh /día 3.082
114
Potencia a Instalar eléctrica Kw 260
Nota: Precios referenciales de empresa Genera4
Tabla 11.14: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Inversión ‐1.560.000
Ahorro térmico 92.663 92.663 92.663 92.663 92.663 92.663 92.663 92.663 92.663 92.663
Ahorro eléctrico 147.988 147.988 147.988 147.988 147.988 147.988 147.988 147.988 147.988 147.988
Venta a red 145.116 145.116 145.116 145.116 145.116 145.116 145.116 145.116 145.116 145.116
Costos Fijo MO ‐78.000 ‐78.000 ‐78.000 ‐78.000 ‐78.000 ‐78.000 ‐78.000 ‐78.000 ‐78.000 ‐78.000
Total ‐1.560.000 307.767 307.767 307.767 307.767 307.767 307.767 307.767 307.767 307.767 307.767
Tasa 6%
VAN $ 705.194,89
TIR 15%
Como se aprecia en la presente inversión, se tiene que el flujo de caja resulta ser positivo
en su VAN y TIR. Puesto que en el caso de la presente inversión se ve favorecido el hecho
que la empresa venda electricidad, de modo que ello contribuye a que aumente la
viabilidad de la inversión. Para el inversionista sería una posibilidad interesante poder
llevar a cabo la implementación propuesta pues sería un aporte de valor para la empresa y
al medio ambiento puesto que para este último se evitarían emisiones a la atmósfera
reflejadas en la siguiente tabla.
Lácteos del Sur KWh/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación para energía eléctrica
6.225 2.490 2,5 909
Emisiones evitadas con la instalación para energía térmica
1968 787 1 287
115
11.10 CONCHA Y TORO – Geotermia con bomba de calor
a. Ubicación del establecimiento
La bodega posee alrededor de 500 hectáreas de viñas, de las cuales el 100% es vino tinto.
La empresa se sitúa en la VI región, sector de Peumo, camino de la Fruta. Y cuya posición
geográfica está dada por:
Latitud: 34.36º Sur Longitud: 71.19º Este
b. Requerimientos e ingeniería del sistema
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Temperatura de los riles en el pozo de acumulación: 18°C
∙ Temperatura necesaria de agua caliente para lavado: 90°C
∙ Agua de retorno del circuito: 35°C
∙ Consumo eléctrico en la bodega fuera de época de vendimia: 9.584 (kWh/día)
∙ Consumo térmico en la bodega fuera de época de vendimia: 2.384 (kWh/día)
La bodega posee una descarga de riles, una mezcla de agua y vino. Estos son vertidos
hacia el sector de tratamiento a una temperatura de alrededor de los 18°C, siento una
temperatura significativa para aprovecharla mediante un intercambiador sumado a la
tecnología de bombas de calor.
El perfil pretende mostrar el desarrollo de un sistema geotérmico apoyado con bombas de
calor en que se aproveche la temperatura de los riles para elevar la temperatura del agua
de retorno a 45º, la cual será acumulada en estanques antes de entrar a las calderas. Esto
ayudará a disminuir el consumo de combustible de las calderas, esto debido a que el
esfuerzo que deberán ejercer estas para llegar a 90º (Tº de requerimiento) será menor
dado la disminución del gradiente térmico con la opción planteada.
La potencia a instalar será la que permita producir una energía de: 2.384 KWh/día. La
instalación se diseñará con la energía que requiere la planta en épocas fuera de la
vendimia de este modo se evitará el sobredimensionamiento de la instalación. Lo que a su
vez, permitirá su permanente funcionamiento.
El agua que sale de los riles está aproximadamente a 18°C en las épocas con menor
temperatura, por lo que siendo pesimista dicho valor se tomará como válido para el
116
desarrollo de los cálculos. El pozo de riles permite instalar un intercambiador de modo
que deje tomar el agua de ril para su aprovechamiento térmico.
La ecuación que se plantea a continuación es aquella que otorga la energía que se
necesita para producir la temperatura de agua de salida, que para este caso será de 45°, la
que será utilizada para procesos de vinificación y limpieza de barricas y cubas.
La fórmula está dada por:
∗ 1000 ∗ 4,184 ° ∗ ∗1
1000
Donde
L Litros de agua necesarios al día
T Temperatura necesaria
T = Temperatura del agua de pozo (en este caso t° del ril)
Se indica la expresión anterior aunque no resultaba necesaria dado que se sabe de
antemano que se posee la necesidad térmica de la planta, dado por la necesidad
energética para calor: 2.484 KWh/día
2.484 ∗ 0,001163 ∗ 4,184 ° ∗
2.448.839112,968
→ 21.677 Litros
Si se hace el supuesto de que se requiere agua a 45°C, se debe diseñar una bomba de
calor que aproveche el agua de riles a 18°C de modo de poder traspasar las Kcal de dichos
riles y cederlos al agua de retorno del circuito que está a 35°C.
Por lo tanto, la bomba extraerá de la temperatura del agua de riles sólo 10°C, esto
significa, que el agua de riles que ha entrado a 18° C, saldrá del sistema, hacia el proceso
de tratamiento a 8°C.
Como otro antecedente del proyecto se indica, que el retorno del agua al circuito será de
35°. A continuación, se adjunta un esquema para facilitar la comprensión de la
explicación.
117
Esquema 11.7A: Esquema de la bomba de calor
Esquema 11.7B: Flujos térmicos
Se necesita una cantidad de Kcal por día fijas para generar los 2.484 KWh/día. Si el retorno
del agua caliente no fuera 35°C sino que una temperatura menor, implicaría que el flujo
de agua a flujo lento para que con la misma potencia térmica logre los 45 ºC que se
necesitan.
Se tiene que las horas de operación serán 12, por lo tanto se tiene:
2.484 / í12
→ 207 KW/hr →178.980 Kcal/hr
De este modo se obtiene el flujo de agua necesario para transferir los 10º al foco de agua
a 35º:
∗ ∗
Donde
118
Cantidad de calor transferida, Cal
Calor específico de la sustancia, Cal/g. ºC
Flujo, lt/hr
Δ = Cambio de temperatura experimentado por la sustancia, º C
é
178.980
10°
17.898 /
Una bomba de calor estándar posee un COP=4, para que esta logre los 45°C de
temperatura genera un gasto eléctrico determinado por la fórmula:
é é
Nota: COP (Coeficiente de operación) = Calor cedido por condensador/Trabajo suministrado al compresor.
é 178.980Kcal/hr
4
é 52 (44.745 Kcal)
Entonces, la potencia eléctrica que consume la bomba de calor son: 52 KW cada hora
durante las doce horas que trabaja. El consumo eléctrico corresponde al traspaso en KW
de prácticamente el 100% en calor al agua.
Por lo tanto, la energía a entregar por la bomba en el lado caliente (en Kcal), está dada
por:
é é
→ 178.980 + 44.745 = 223.734 Kcal
Por otra parte, la cantidad de calor que se requiere extraer del agua de ril, que será
utilizada como fuente es: 178.980 – 44.745 → 134.235 Kcal
é é
207 52
155 KW
119
→ Que es equivalente a 133.386 Kcal
Por ello, en el ril a 18 ºC, extraigo 10º C de Tº, lo que significa que el agua la entrego a
tratamiento a 8 ºC, entonces, el caudal de agua a 18 ºC a utilizar será:
133.27610°
13.276 /
Los 13.354 litros/ hora equivalen aproximadamente a 3,7 litro/segundo
Pero si el flujo de agua del lado caliente fuera de 17.898 litros/hora, como se indicaba al
principio del perfil, entonces el delta Tº logrado será de: 207+52/17.898 →
223.734/17.898 = 12,5 ºC y no los 10º C requeridos.
c. Ahorros producidos
Por lo tanto, si se tiene que la energía térmica necesaria es de 2.384 KW/día, y suponiendo
que estos KW se debiesen producir mediante petróleo, entonces:
→ Se aportará un 100 % de la necesidad térmica en épocas fuera de la vendimia pero la
instalación tendrá un consumo eléctrico por el funcionamiento de las bombas de calor.
Inversión Concha y Toro Unidades Valores
4 Bombas de calor geotérmicas US$ 248.160
Costo mantención y operación US$/año 1.000
Valor electricidad US$/KW 0,129
Generación energía térmica día KWh/día 2.482
Necesidad eléctrica bomba de calor día KWh/día 624
Consumo bomba de calor hora KWh 52
Potencia a Instalar ( Consumo día/12 hr) KW 207
Nota: Precios referenciales de la empresa Geotermika
Tabla 11.15: Valores y producción de los equipos
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Inversión ‐248.160
Ahorro 116.846 116.846 116.846 116.846 116.846 116.846 116.846 116.846 116.846 116.846
Costos Fijo MO ‐1.000 ‐1.000 ‐1.000 ‐1.000 ‐1.000 ‐1.000 ‐1.000 ‐1.000 ‐1.000 ‐1.000
Costo consumo eléctrico ‐29.381 ‐29.381 ‐29.381 ‐29.381 ‐29.381 ‐29.381 ‐29.381 ‐29.381 ‐29.381 ‐29.381
Total ‐248.160 86.465 86.465 86.465 86.465 86.465 86.465 86.465 86.465 86.465 86.465
Tasa 6%
VAN $ 388.230,63
TIR 33%
120
La instalación resulta ser muy atractiva para el inversionista, esta se financia en el corto
plazo. El cálculo económico a 10 años y con una tasa del 6% entrega un VAN elevado y
una TIR del 32%, lo que hace que la inversión sea muy rentable para la empresa.
Para el cálculo de la tabla de costos se ha considerado un precio de instalación de 24.000
US$/KW. Por cada bomba de calor de 55.000 Kcal.
Las emisiones evitadas a los largo del año están dadas por la tabla que se muestra a
continuación.
Concha y Toro KWh/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación
2.384 954 1,0 348
KW
necesarios Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones producidas con consumo de las bombas de calor
624 249,6 0,2496 91,1
Los perfiles son escuetos y sencillos, cumpliendo el propósito propuesto. Estos reflejan las
tecnologías planteadas. Con ejemplos concretos desarrollados con los cálculos
fundamentales de su ingeniería conceptual, y de su viabilidad financiera.
Los perfiles resultan ser viables en muchos de los casos planteados, y aquellos que
presentan un escenario negativo, en su viabilidad de inversión, bastaría un subsidio o una
disminución en la tasa de descuento para que su implementación resultara ser una opción
viable.
Resulta importante dar en evidencia, que aquellos perfiles planteados, muestran distintas
alternativas de aplicación en la industria, y estos podrían ser el reflejo de proyectos
aplicados a distintos sectores industriales. Si bien se deben adaptar a cada escenario en
particular; si resulta posible adelantar que estos perfiles podrían ser extrapolados a la
industria y replicables a otros escenarios.
121
12. DESARROLLO DE LAS DOS PRE‐FACTIBILIDADES
De los 10 perfiles desarrollados se han debido elegir dos de ellos con el fin de
desarrollarlos hasta la pre‐factibilidad.
Los dos perfiles desarrollados han sido elegidos básicamente por los siguientes motivos. El
primero hace referencia sobre aquellas empresas que han demostrado mayor interés
durante el proceso de desarrollo de la consultoría. A ello se sumó el interés del CER frente
a ciertas tecnologías. Por último, se agrega la potencialidad de algunas tecnologías en la
industria chilena. Dichos puntos contribuyeron a favorecer una tendencia la que derivó a
las tecnologías a desarrollar, las cuales son: Instalación Fotovoltaica y biodigestor para
cogeneración.
La tecnología fotovoltaica está logrando reducir sus costos de forma importante, se
podría adelantar que esta será competitiva en el corto o mediano plazo. La tecnología
fotovoltaica posee un gran potencial en Chile dado la irradiación existente.
La segunda pre‐factibilidad se ha desarrollado para generar biogás con la finalidad de
poder utilizar el recurso del biogás para cogenerar. Esta tecnología será representativa
sobre todo en un país como en Chile con una gran industria agropecuaria. Esta es una
tecnología, que si bien aun no está madura, se estima que logrará su apogeo en el corto
plazo, puesto que la agroindustria necesita reducir costos energéticos y poder eliminar de
forma eficaz y eficiente los residuos generados en sus procesos.
Ambas tecnologías poseen un elevado potencial en la industria lo que resulta ser un
aporte con respecto a lo que se esperaba del trabajo.
122
12.1 Pre‐factibilidad para un sistema fotovoltaico
El desarrollo de la presente pre‐factibilidad intentará explicar y desarrollar con más
detalles el perfil que hace referencia a esta tecnología.
En los anexos se ha presentado la empresa, por ello se afrontará sin preámbulos
introductorios el desarrollo de la presente sección.
Los objetivos generales de la pre‐factibilidad es exponer y desarrollar los elementos
básicos que se deben tener en cuenta para el diseño de un sistema fotovoltaico, este
sistema fue diseñado para conexión a red suponiendo que el consumo que posee el
supermercado, será compensado por la producción y venta eléctrica de la unidad a
desarrollar.
Los datos obtenidos y sus parámetros, son aquellos que estrictamente fueron entregados
por la empresa. Por ello, a la hora de realizar la ingeniería se deberán precisar cada uno de
estos con el fin de generar un proyecto fidedigno.
• Introducción a la tecnología FV
La energía solar fotovoltaica es energía eléctrica (‐voltaica) obtenida directamente de los
rayos del sol (foto‐) gracias al efecto fotoeléctrico de un determinado dispositivo;
normalmente una lámina metálica semiconductora llamada célula fotovoltaica, o una
deposición de metales sobre un sustrato llamada capa fina. También están en fase de
laboratorio métodos orgánicos.
Son dispositivos formados por metales sensibles a la luz que desprenden electrones
cuando los fotones inciden sobre ellos. Convierten energía luminosa en energía eléctrica.
Están formados por células elaboradas a base de silicio puro con adición de impurezas de
ciertos elementos químicos, siendo capaces de generar cada una de 2 a 4 Amperios, a un
voltaje de 0,46 a 0,48 V, utilizando como materia prima la radiación solar.
Como otra implementación característica de las aplicaciones de paneles fotovoltaicos
cumple que suministraban la energía producida directamente a la red eléctrica
convencional, evitándose así el uso de baterías de acumuladores, cuyo coste tiene gran
repercusión en el precio final del conjunto.
Una instalación conectada a la red eléctrica convencional está formada por el conjunto de
módulos fotovoltaicos y un inversor capaz de convertir la corriente continua del grupo
solar en corriente alterna, inyectándola en la misma frecuencia y fase que la existente en
cada momento en la red de distribución.
123
Inicialmente, estos sistemas conectados a red se diseñaron y calcularon para el montaje
de centrales fotovoltaicas.
Después de observar que las centrales fotovoltaicas funcionaban correctamente, y en la
medida que se avanzó en la electrónica de potencia que integra los inversores, no se tardó
en pensar que estos sistemas podrían ser realizados a potencias menores, con el fin de ser
empleados en pequeñas centrales domésticas adaptables a viviendas dotadas de
acometida convencional de electricidad.
Este tipo de instalaciones, desde un punto de vista de macro‐escala, podría en un futuro
resolver en algunas zonas ciertos problemas existentes en la generación y distribución de
energía eléctrica convencional.
Esquema 12.1: Dibujo esquemático de una instalación Fotovoltaica
• Funcionamiento del panel Fotovoltaico
Las células fotoeléctricas son dispositivos basados en la acción de radiaciones luminosas
sobre ciertos materiales, normalmente metales. El efecto de esas radiaciones puede ser
de tres tipos:
‐ Efecto fotoemisivo o fotoexterno: Provoca un arranque de electrones con liberación de los mismos.
‐ Efecto fotoconductivo o fotointerno: Modifica la conductividad eléctrica del material.
‐ Efecto fotovoltaico: Crea una fuerza electromotriz en el material.
Las células fotovoltaicas generan un paso de corriente proporcional al flujo luminoso que
reciben. Los materiales usados para las células fotovoltaicas son los semiconductores, ya
que la energía que liga a los electrones de valencia con su núcleo es similar a la energía de
los fotones que constituyen la luz solar. Al incidir ésta sobre el semiconductor
(normalmente silicio), sus fotones suministran la cantidad de energía necesaria a los
124
electrones de valencia como para que se rompan los enlaces y queden libres para circular
por el semiconductor.
Al lugar dejado por la ausencia del electrón liberado se le llama hueco, y dispone de carga
eléctrica positiva. Estos huecos también se desplazan, ya que el electrón liberado es
susceptible de caer en un hueco próximo, produciendo entonces un movimiento de estos
huecos.
Al hecho de que los electrones ocupen los huecos de otros electrones se le denomina
recombinación. Estos electrones libres y estos huecos creados en los puntos donde hay
luz, tienden a difundirse hacia las zonas oscuras, con lo cual pierden su actividad. Sin
embargo, al moverse ambas partículas en el mismo sentido, no producen corriente
eléctrica, y antes o después se recombinan restableciendo el enlace roto. No obstante, si
en algún lugar próximo a la región donde estas parejas de electrones y huecos han sido
creados se formara un campo eléctrico en el interior del semiconductor, este campo
separaría a los electrones de los huecos, haciendo que cada uno circule en dirección
opuesta y, por consiguiente, dando lugar a una corriente eléctrica en el sentido del citado
campo eléctrico.
Esquema 12.2: Efecto fotovoltaico
Fuente: Instalación FV conectada a Red. U. Carlos III, 2010.
Existen varias formas de crear un campo eléctrico de este tipo en el interior del
semiconductor, pero todas ellas están basadas en el concepto de potencial de contacto y
la afinidad que diferentes sólidos tienen por los electrones.
En las células solares convencionales este campo eléctrico se consigue mediante la unión
de dos regiones de un cristal de silicio que han sido tratados químicamente de modo
diverso.
125
Una de las dos regiones, la denominada n, ha sido dopada (impurificada) con fósforo. El
fósforo tiene cinco electrones de valencia, uno más que el silicio, de manera que la región
dopada con fósforo muestra una afinidad por los electrones menor que el silicio puro.
La otra región, denominada p, ha sido dopada con boro. El boro tiene sólo tres electrones
de valencia, uno menos que el silicio, y por ello el silicio dopado con boro tiene una
afinidad por los electrones superior al silicio puro. De esta manera, la unión p‐n así
formada presenta una diferencia de potencial “Ve” que hace que los electrones tengan
menos energía en la zona n que en la zona p. Consecuentemente, un campo eléctrico
dirigido de la zona n hacia la p tiende a enviar los electrones hacia la zona n y los huecos
hacia la zona p.
La constitución de una célula de silicio convencional parte de una barra cristalina de silicio
dopado con boro, que se corta en discos de un espesor 0.3 mm. Una de sus caras se dopa
fuertemente con fósforo, mediante difusión a alta temperatura en una atmósfera gaseosa
rica en el mismo, de forma que este elemento penetre en el silicio más concentrado que el
boro que éste contenía, hasta L profundidad aproximada de 0.3 micras. Encima de esta
capa se deposita una rejilla metálica conductora, y en la parte posterior una capa
continua. Ambas sirven para facilitar la toma de contactos eléctricos con las dos regiones.
Cuando inciden fotones sobre la capa superior de la célula, algunos enlaces se rompen,
generándose entonces pares electrón‐hueco.
Si esta generación se produce a una distancia de la unión menor que lo que se denomina
longitud de difusión, antes o después estos portadores serán separados por el fuerte
campo eléctrico que existe en la unión, moviéndose el electrón hacia la zona n y el hueco
hacia la p y dando lugar, por consiguiente, a una corriente desde la zona n a la zona p.
Esquema 12.3: Elementos de un panel fotovoltaico
Fuente: Instalación FV conectada a Red. U. Carlos III, 2010.
Para obtener un buen rendimiento en células solares, éstas deben estar constituidas por
un material en el que la energía del enlace de sus electrones de valencia no sea ni muy
126
baja, ya que se perdería buena parte de la energía del fotón, ni muy alta, pues entonces
sólo los fotones más energéticos del espectro solar podrían romper los enlaces. El silicio,
con 1.1 eV, es el material más usado. El arseniuro de galio, con 1.4 eV, tiene teóricamente
mejores características pero es más caro. El sulfuro de cobre, con 1.2 eV, es un material
prometedor.
a) Células de arseniuro de galio: Rendimiento cercano al 27% ‐ 28%, tecnología poco
avanzada y costes elevados.
b) Células de sulfuro de cadmio y sulfuro de azufre: Bajos rendimientos. Posible
alternativa de bajo coste en el futuro.
c) Células bifaciales: Células activas en sus dos caras. Rendimiento cercano al 30%
pero muy caras y complejidad en la instalación.
d) Células de silicio amorfo: Posee la ventaja de que su espesor llega a ser 50 veces
más fino que el equivalente en células de silicio monocristalino. Eficiencia en torno
al 9%, pudiendo aumentar en las versiones multicapa. Costes económicos.
e) Células de silicio policristalino: Rendimiento de hasta el 14%. Posibilidad de
producirlas directamente en forma cuadrada, por lo que no es necesario el
posterior mecanizado.
f) Células de silicio monocristalino: Son las más empleadas en la actualidad. No
olvidemos que el silicio es el material más abundante en la Tierra después del
oxígeno.
• Parámetros de una célula solar.
- Intensidad de cortocircuito (Icc): Es aquella que se produce a tensión cero.
- Tensión de circuito abierto (Cca): Representa la tensión máxima que puede dar
una célula.
- Potencia pico (Wp): Es la potencia eléctrica máxima que puede suministrar una
célula.
- Factor de forma (FF): Nos da la calidad de la célula. FF = (Ip . Vp) / (Icc . Wcc)
- Rendimiento (r): Cociente entre la potencia pico y la potencia de radiación
incidente. Como se puede ver en las figuras que se adjuntan a continuación.
127
Grafico 12.1: Gráficos corriente v/s intensidad de un panel para obtener el punto de máxima
potencia
• Descripción de un sistema conectado a red
Campo solar: El campo solar, generador de la energía que posteriormente será
suministrada a la red de distribución eléctrica, debe ser diseñado meticulosamente. Son
varios los factores a tener en cuenta a la hora de plantear un sistema de este tipo, a saber:
su integración, tensión de trabajo, interconexión, protecciones y estructura soporte.
El panel escogido para la instalación será un panel de 220 Wp, de la marca BP Solar el
modelo concreto es el BP‐3220T, un panel policristalino de 13,2% de eficiencia.
Integración: Dado que estas instalaciones suelen estar ubicadas en edificaciones, se debe
tener en cuenta su integración dentro del conjunto. Generalmente, los módulos se
instalan en fachadas lado norte o la cubierta en posición hacia el norte (en el hemisferio
sur), aprovechando la propia inclinación de ésta, y se sitúan en espacios libres de sombras
que puedan producir árboles o edificios colindantes.
Aquí prima la energía máxima anual y no la máxima invernal, como ocurre en los otros
casos. El ángulo de inclinación idóneo para una instalación de conexión a red es aquél que
la producción de todo el año resulta ser la más alta, ya que se trata de suministrar el
máximo de energía independientemente de la época del año.
Tensión de trabajo: Estos sistemas suelen ser de un mínimo de 5 KW, ya que la instalación
de potencias más pequeñas no resulta rentable, debido fundamentalmente a que el coste
de un inversor más pequeño es prácticamente igual que el de otro algo más grande.
También ocurre que la diferencia de precios entre inversores es mínima cuando se trabaja
a 24 V o 48 V respecto a tensiones mayores, ya que lo que realmente cuesta caro en los
128
puentes inversores es la intensidad que se debe manejar, y por esta razón, se suele
trabajar a altas tensiones en corriente continua.
Tensiones entre 120 V y 350 V son frecuentemente utilizadas en sistemas de conexión a
red. Esto hace que se dispongan no menos de 7 módulos, pudiendo llegar hasta 23 ó 24
unidades, cuya conexión eléctrica se realiza en serie, con lo que se aumenta la tensión y
disminuimos la intensidad de salida del grupo fotovoltaico, lo que favorece además una
menor pérdida en las líneas eléctricas de interconexión.
Interconexión y protecciones: La tensión del campo fotovoltaico es elevada, por lo que
hay que disponer varios módulos en serie conectados en paralelo con otros grupos
similares, hasta alcanzar la potencia prevista en el dimensionado.
El hecho de conectar un gran número de módulos en serie, añade un problema a la
elección de éstos, como es el de la dispersión de la corriente pico. La elección de las
células que componen un módulo y su clasificación para la futura potencia del mismo, es
fundamental, ya que si una célula difiere mucho en producción de corriente de sus
compañeras, la corriente generada por el conjunto será precisamente la de la más
desfavorable. O sea, el módulo que menos corriente produzca a una determinada
radiación en una conexión en serie, es el que marcará la corriente final del grupo de
módulos.
La desviación máxima de los módulos que integran una conexión en serie será como
máximo de un ±2% de dispersión de su corriente pico, asegurando de esta forma una
mínima pérdida por conexiones eléctricas en serie.
Respecto a las protecciones, se debe tener en consideración las elevadas tensiones de
trabajo en este tipo de instalaciones, que en algunos casos pueden llegar hasta 500 V en
corriente continua. Es aconsejable que el campo fotovoltaico se proteja eléctricamente
con interruptores que permitan el cortocircuito y el circuito abierto, para facilitar las
conexiones y manipulaciones posteriores, así como elementos varis torés o descargadores
de sobretensiones que eviten la inducción de picos que puedan afectar a la electrónica
interna del inversor.
También es recomendable, si el número de módulos es elevado, distribuir por grupos la
acometida de líneas, y facilitar la desconexión eléctrica de alguno de los grupos para su
revisión futura, no descartando además la posibilidad de disponer de armarios separados
para el polo positivo y el negativo, evitando el contacto humano accidental con tensiones
elevadas.
129
Estructuras soporte: Algunos aspectos comunes pueden ser: cálculo de acuerdo con el
estudio de los vientos dominantes, nieve, seísmos, peso del conjunto en caso de ser
integrado en una cubierta, facilidad de reposición por avería de algún módulo, cuidado
especial en los anclajes respecto a la posible filtración de agua en el caso de tejados,
aislamiento del conjunto metálico y/o puesta a tierra de la masa metálica, etc.
Inversor cc/ca: El inversor cc/ca tiene la misión de transformar la corriente continua del
grupo fotovoltaico en corriente alterna perfectamente sincronizada con la red eléctrica
convencional en frecuencia y fase.
Este hecho hace que la primera condición para su diseño sea el seguimiento absoluto de
los parámetros que varían constantemente en una red de distribución, así como su
acoplamiento en la salida al tipo de red existente, ya sea trifásica, monofásica o bien de
alta o baja tensión.
Habitualmente las conexiones a red trifásicas, si son de pequeña potencia, suelen
instalarse poniendo tres inversores monofásicos conectados uno a uno a cada fase. Esto
supondría que el circuito eléctrico estaría formado por tres campos solares con sus tres
inversores. Para sistemas de mayor potencia se debería poner un inversor trifásico
monolítico (fundamentalmente por razones de tamaño, conexión y complejidad de la
instalación), y donde además actuarán conjuntamente sus protecciones.
12.1.1 Recurso energético de la empresa
El supermercado actualmente tiene una necesidad energética la cual está satisfecha por
tres recursos diferentes para las distintas necesidades: diesel, gas natural y la red
eléctrica.
En las horas punta, donde el costo de la energía es más cara, mas las horas indicadas en el
contrato con la compañía, la empresa activará un generador eléctrico de respaldo.
Los consumos diarios que posee la empresa son:
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico KWh 10.851
Consumo Térmico KWh 3.955
Consumo Gas Natural m3 338
Consumo Diesel Lts 45,5
Potencia nominal eléctrica KW 194
Potencia nominal térmica KW 110
130
Nota: Se ha hecho la conversión para consumo térmico de Kcal a KW.
Si se hace un resumen del consumo eléctrico y térmico que tiene el supermercado a lo
largo del día, se podría resumir de la siguiente manera dado por el siguiente cuadro:
Eléctrico KW Horas KW/día
Consumo mayor consumo 759 10 7.594
Consumo medio 259 5 1.295
Consumo bajo 218 9 1.962
Total día 10.851
Térmico KW Horas KW/tiempo
Agua caliente procesos y ACS alto consumo 277,9 10 2.779
Agua caliente procesos y ACS bajo consumo 85,0 14 1.190
Total día 3.969
Cuadro 12.1: Promedio y distribución general de consumos energéticos durante la
jornada.
El cuadro que se muestra anteriormente permitirá entregar el perfil a modo esquemático
de la necesidad eléctrica que posee la empresa a diario.
Si bien se indicará el perfil térmico y eléctrico, para el desarrollo de la pre factibilidad nos
interesará el que hace referencia al consumo eléctrico, dado que la pre factibilidad
considera la instalación de paneles fotovoltaicos para producir energía eléctrica.
El grafico está representado como:
Gráfico12.2: Perfil básico del consumo eléctrico y térmico durante las 24 hr.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
H…
8 910
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24 1 2 3 4 5 6
Consumos Eléctrico de red Kwh
Consumo Térmico Kwh
131
Gráfico 12.3: Perfil del consumo según las mediciones de la empresa cada 15 minutos.
Se puede observar de forma clara, las horas de mayor y menor consumo durante el día, si
bien a momentos el consumo decrece casi a cero, este es un caso puntual, por lo que se
podrían considerar dos niveles de consumo: bajo y alto consumo.
Tanto el consumo eléctrico como el térmico poseen elevado consumo entre las 7:00 hr. y
las 20:00 hr. Luego, la demanda baja considerablemente. Y los pick de consumo se tienen
entre las 10:00 y las 16:00 hr.
Con respecto a la instalación a proponer se indica, que en Chile, no existe ninguna
normativa o código técnico en el que obligue la realización de una implementación
fotovoltaica con un mínimo establecido de potencia. Entonces, debido a que no existen
restricciones al respecto, se propondrá una instalación fotovoltaica en la cubierta del
supermercado donde se aproveche la totalidad de su superficie.
12.1.2 Datos de Partida
La instalación fotovoltaica proyectada se localizará en la cubierta transitable del Centro
Comercial mencionado anteriormente. Este tipo de cubierta permite la ubicación de una
instalación de paneles fotovoltaicos, permitiendo además el correcto funcionamiento del
mismo.
Se prevén instalaciones para ser conectadas a la red pública, con el fin que la empresa
Jumbo pueda cobrar el valor de cada KWh inyectado a la red.
La localización de supermercado presenta las siguientes características geográficas y
meteorológicas:
Latitud: 33.43º Sur
132
Longitud: 70.54º Este
Irradiación solar 4,4 Wh/m2
Altura aproximada de 750 metros sobre el nivel del mar
Clima seco, con temperaturas medías diarias promedio que oscilan entre 8ºC
(invierno) y 22ºC (verano).
Imagen 12.1: Posición supermercado en el valle de Santiago
Si se tiene un mayor acercamiento y con foto aérea del recinto se tiene la siguiente
imagen.
Foto 12.1: Posición supermercado dentro de la comuna en Santiago
133
Foto 12.2: Aproximación del supermercado y centro comercial
12.1.3 Cálculo del Campo Solar
Como antecedentes a este proyecto se tienen los siguientes datos:
∙ Requerimiento energético de la empresa es: 10.851 KWh/día
∙ Se propone una instalación en la cubierta del supermercado.
Para este caso, se propondrá una instalación fotovoltaica que esté circunscrita en el área
de la cubierta, esta limitada por los elementos particulares de esta, como las cubiertas
traslúcidas y los quipos. Se cuenta con una superficie total de:
→15.732 m2 de superficie total
Sin embargo, la superficie de la instalación estará acotada por la instalación real utilizable.
Sobre la cubierta existe una serie de elementos que la limitan en superficie real utilizable,
puesto que además de interrumpir la disposición de los paneles, varios de estos
elementos provocan sombras que se deberán evitar. (Ver plano 12.1).
Como la normativa no indica una proporción mínima en m2 para una instalación FV según
el área de superficie, entonces se supondrá un porcentaje estimado que permita asegurar
que la instalación quedará correctamente dispuesta en la superficie. Por ello, se
considerará que la superficie real a utilizar en superficie total de paneles estará
constituida por un 15% del total de la cubierta. Una vez se tenga dicho valor, se deberá
determinado el ángulo en que se instalarán los paneles y la distancia entre estos, de modo
que esto permitirá calcular la superficie final que ocupará la instalación en la cubierta.
→ 15.732 * 0,15 = 2.359,8 m2 ≈ 2.360 m2
134
• Nº de paneles Los paneles están diseñados para formar una estructura modular, siendo posible
combinarlos entre si en serie, paralelo o en forma mixta, a fin de obtener la tensión y la
intensidad deseada.
Al conectar en serie los módulos, el voltaje total es igual a la suma de los voltajes
individuales de cada módulo, manteniéndose invariable la intensidad; al conectar en
paralelo, son las corrientes las que se suman permaneciendo igual al voltaje. Es
importante para evitar descompensaciones al conectar entre si paneles, que estos sean
iguales.
En general, se procura adquirir paneles cuyo voltaje sea igual al sistema (12, 24 o 48V); si
esto no es posible se han de acoplar en serie el número de paneles necesarios para
alcanzar dicho voltaje. El número de paneles en serie (Nps) es el número entero
inmediatamente superior al cociente entre la tensión nominal de y la tensión de
máxima potencia del panel.
Para calcular el número de paneles en paralelo ( ), se divide el valor obtenido de
entre la intensidad en el punto de máxima potencia del panel, y se toma el entero
inmediatamente superior.
Por lo tanto, el número de paneles sería ∗
Sin embargo, se determinarán los paneles según el espacio disponible de modo de poder
instalar todos los paneles que permita la superficie de la cubierta.
La cantidad de paneles precisos y la producción que generará la instalación, será
modelada por el software PVsyst, el cual, está diseñado para tal efecto, entregando datos
suficientemente precisos para el desarrollo de la presente pre‐factibilidad.
Como se comentó, la disposición de los paneles (serie o paralelo) es muy importante en el
funcionamiento de la instalación. Los paneles fotovoltaicos conectados en serie suman
tensiones pero no intensidades y los paneles conectados en paralelo suman las
intensidades de corriente pero no suman voltajes. Esta condición será la más importante a
135
la hora de establecer el número de paneles que podemos colocar en serie (string) y en
paralelo (array).
Grafico 12.4: Comportamiento voltaje v/corriente y corriente v/s voltaje en los paneles FV
El módulo fotovoltaico que se va a utilizar es el BP‐3220T (véase en ANEXO 9),
especialmente diseñado para aplicaciones de conexión a red.
Este módulo está fabricado con células de silicio policristalino y cuyo rendimiento es del
13,2%.
Las dimensiones del módulo son de 1.667 x 1.000 x 50mm. Su peso es de 19,4 kg. El panel
cumple con todas las especificaciones de calidad y seguridad requeridas a los módulos
fotovoltaicos destinados a aplicaciones de conexión a red.
Están cualificados por un laboratorio reconocido por la Red Europea de Acreditación.
Tiene aislamiento clase II y protección IP65.
Uno de los factores más importantes a tener en cuenta en un panel es su pérdida inicial de
potencia así como la perdida por el paso del tiempo. En este caso el fabricante garantiza
unos porcentajes de potencia respecto al inicial del:
− 100% durante los primeros 5 años − 93% hasta los 12 primeros años − 85% hasta los 25 años
Las características técnicas principales del módulo BP‐3220T se muestran a continuación:
Panel BP SOLAR BP 3220 N
Potencia nominal 220Wp
Vmpp 28,9 V
Impp 7,6 A
Isc 8,20 A
136
Voc 36,6V
Eficiencia del módulo 13,20%
Voltaje nominal 20V
Celular en Módulos 60, poly
Voltaje MPP con + 50°C 25,7 V
Voltaje MPP con + 70° C 23,1 V
Voltaje de MPP con + 15° C 30,3 V
Voltaje en Vacío 40,8 V
Coeficiente de temperatura del voltaje en vacío: ‐0,36 % /°C
Coeficiente de temperatura del voltaje MPP: (‐)130,32 mV /°C
Voltaje admisible del sistema del módulo 1.000 V
Tabla 12.1: Características técnicas principales del módulo BP‐3220T
Los módulos se sitúan en la cubierta adaptados por medio de una estructura metálica a
una inclinación de 25⁰. Esta disposición favorecerá la ventilación de los módulos sin que se
vean afectados de forma significativa por las cargas de viento, además se estudiará su
diseño para evitar al máximo las pérdidas por sombreado entre filas.
Si se considera que se tienen 2.360 m2 sólo en paneles, sin contabilizar las estructuras ni
su disposición en la cubierta, entonces:
→ Área del panel: 1,667*1,0 = 1,67 m2 por panel
→ El total de paneles para la instalación: 2.360 / 1,67 = 1.413 paneles
Sin embargo, utilizando el software PVsyst, se ajustará el nº total de paneles restringidos a
la cantidad recomendada. Entonces, la cantidad precisa de paneles totales de una
instalación estará condicionada por el inversor y a su vez, a la combinación entre la
cantidad de paneles en serie con respecto a la cantidad de strings totales.
Para este caso, el programa entrega la siguiente combinación:
→ 22 módulos en serie y 64 strings
Si se multiplica la cantidad de módulos por la cantidad de strings, entonces resulta un
total de 1.408 módulos. Este valor podrá ir en aumento o en disminución según factor 22,
puesto que la composición de la instalación está circunscrita bajo la condición de 22
módulos por string sin permitir agregar o quitar módulos a los strings. Por ello, no se
podrá ajustar la cantidad de paneles propuestos inicialmente (1.413) debiendo redondear
a 1.408, lo que resulta una disminución de 5 paneles menos.
137
→La instalación poseerá una potencia de 310 KWp
Entonces, para calcular la energía disponible de la instalación se tomará la siguiente
ecuación:
∗ ∗
Donde
Energía producida por la instalación, KWh/día
Potencia instalada, KWp
Horas de sol pico, Hr
Eficiencia del sistema (Se considera 80%)
Para calcular las HSP se deberá calcular la irradiación promedio anual.
Para ello, se tienen los datos de erradicación correspondientes a las tomadas en el Cerro
Calán, próximos al lugar donde se emplaza el supermercado son los siguientes.
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiem
bre
Octubre
Noviem
bre
Diciembre
Total
KWh/mes 205 181,4 157,2 115,4 80,9 65,3 58,4 84,7 117,9 140,1 170 196,8 1573
KWh/día 6,8 6,0 5,2 3,8 2,7 2,2 1,9 2,8 3,9 4,7 5,7 6,6 4,3
Se toman las irradiaciones promedio de todos los meses del año. Según este dato se podrá tener la energía diaria aproximada aportada por la instalación. El promedio de la irradiación anual está dada por:
→ 52,3 / 12 = 4,3 KWh/m2día La hora solar pico (HSP) es una unidad que mide la irradiación solar y que se define como el tiempo en horas de una hipotética irradiación solar constante de 1000 W/m2. Una hora solar pico equivale a 3.6 MJ/m2 o lo que es lo mismo, 1 KWh/m2. Esto es una manera de calcular la energía que se recibe del sol considerando períodos de 1 hora y a 1000 watios. Por lo tanto, para este caso, los paneles funcionarán 4,3 horas de sol, estos medidos a una radiación nominal de 1000 w/m2. Si la potencia de la instalación son 310 KW, entonces la energía producida será de:
138
∗ , ∗ ,
→ 1.066,4 / í
Por lo tanto, la producción promedio de la instalación será de: 389.236KWh/año
12.1.4 Elección del Inversor
Una de las decisiones fundamental para el diseño de una instalación fotovoltaica es la
elección del inversor.
Para que un inversor cumpla los requerimientos técnicos que imponen los paneles solares
se deben calcular las tensiones y corrientes máximas y mínimas que podrán tenerse a la
salida el generador teniendo en cuenta tanto el funcionamiento normal de los paneles
solares a la hora de entregar la máxima potencia como el funcionamiento de los paneles
solares cuando están sometidos a condiciones de temperatura distintas a las establecidas
en las condiciones estándar de medida.
Un convertidor cc/ca consta de un circuito electrónico, realizado con transistores o
tiristores, que trocea la corriente continua, alternándola y creando una onda de forma
cuadrada. Este tipo de onda puede ser ya utilizada después de haberla hecho pasar por un
transformador que la eleve de tensión, obteniendo entonces los denominados
convertidores de onda cuadrada, o bien, si se filtra, obtener una forma de onda sinusoidal
igual a la de la red eléctrica. Para el caso del presente proyecto utilizará un inversor de
onda sinusoidal.
Las partes fundamentales que componen un inversor son:
a) Control principal: Incluye todos los elementos de control general, así como la
propia generación de onda, que se suele basar en un sistema de modulación por
anchura de pulsos (PWM). También se incluye una gran parte del sistema de
protecciones, así como funciones adicionales relacionadas con la construcción de
la forma de onda.
b) Etapa de potencia: Esta etapa, según los módulos disponibles, puede ser única, de
la potencia del inversor, o modular, en cuyo caso se utilizan varias hasta obtener la
potencia deseada, lo cual hace decrecer la fiabilidad, pero asegura el
funcionamiento, aunque sea limitado, en caso de fallo de alguna de las etapas en
paralelo.
c) Control de red: Es la interfase entre la red y el control principal para el correcto
funcionamiento del conjunto. Este circuito sincroniza perfectamente la forma de
139
onda generada hasta este momento por el inversor (control principal + etapa de
potencia) a la de la red eléctrica, ajustando la tensión, el sincronismo, el control de
fase, etc.
d) Seguidor del punto de máxima potencia: Su misión consiste en acoplar la entrada
del inversor a generadores de potencia instantánea variables, como son los
módulos fotovoltaicos, obteniendo de esta forma la mayor cantidad de energía
disponible en cada momento del campo solar. Es decir, se encarga constantemente
de mantener el punto de trabajo de los módulos fotovoltaicos en los valores de
mayor potencia posible, dependiendo de la radiación existente en cada momento.
e) Protecciones: Los inversores de conexión a red disponen de unas protecciones
adecuadas al trabajo que deben de realizar. Aparte de la normativa genérica de
protección contra daños a las personas y compatibilidad electromagnética, que
deben de llevar todos los dispositivos. Estos equipos suelen incorporar como
mínimo las siguientes protecciones:
- Tensión de red fuera de márgenes
- Frecuencia de red fuera de márgenes
- Temperatura de trabajo elevada
- Tensión baja del generador fotovoltaico
- Intensidad del generador fotovoltaico insuficiente
- Fallo de la red eléctrica
- Transformador de aislamiento (obligatorio)
f) Monitorización de datos: Los inversores más avanzados utilizan
microprocesadores para su funcionamiento que facilitan una cantidad de datos
importante, no sólo de los parámetros clásicos (tensión e intensidad de entrada y
salida, KWh producidos y suministrados, frecuencia, etc.), sino de otros
fundamentales en este caso, como pueden ser temperaturas internas de trabajo
de los puentes inversores, radiación solar directa y global, temperatura ambiente,
etc.
g) Conexión con la red eléctrica: La normativa de conexión fotovoltaica con la red
eléctrica cambia según países. No obstante, y de forma genérica, se deben instalar
como mínimo un contador que mida la energía producida y que sirva de base para
la facturación posterior, así como los elementos de protección básicos inherentes a
una generación eléctrica.
El inversor debe reflejar en los cálculos el rendimiento de este equipo y tener además en
cuenta que el mismo puede disminuir a medida que se utiliza menos potencia de la
nominal del equipo inversor.
140
Existen unas reglas de diseño para los inversores que deben respetarse para elegir el
modelo más apropiado:
‐ Todos los strings conectados al mismo MPPT deben tener la misma tensión y
orientación‐inclinación
‐ Minimizar la perdida en los string y generador PV por mismatching de los
módulos (selección de módulos según flashing)
‐ Evitar sombras
‐ Tensión del string en MPP a +70⁰C > Tensión MPPTmin del Inversor
‐ Tensión del string en OC a ‐10⁰C < Tensión Ccmáx del Inversor
‐ La relación de Potencia debe estar entre el 80‐120% (potencia entrada
CC/potencia pico instalada)
‐ Intentar hacer trabajar al inversor en su punto de máxima eficiencia
‐ Dimensionar el campo PV según la potencia activa del inversor
‐ Factor de distorsión de la tensión fotovoltaica (Upp) < 3 %
La eficiencia de los inversores varía un valor mínimo por lo que indicaremos los valores
más pesimistas de los tres modelos de inversores:
‐ Rendimiento máximo PAC, nom (η): 97,6% 98,1%
‐ Rendimiento europeo (η): 97,0% 98,3%
12.1.4.1 Cálculo tensión y corriente en el punto de máxima potencia.
Uno de los puntos a considerar a la hora de la elección del inversor es que posea un
dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia de los paneles para
así obtener la máxima eficiencia energética del generador (campo solar), por lo tanto se
considerará, que en condiciones normales de funcionamiento, se entregue la máxima
potencia a una tensión dada.
La tensión normal de funcionamiento o tensión de máxima potencia del generador
fotovoltaico conociendo la disposición de paneles en serie y paralelo a la cual deberá
funcionar el inversor en condiciones normales vendrá dada al multiplicar la tensión de
punto de máxima potencia ( V ) de cada panel por el número de paneles en serie en
cada ramal del generador:
∗
28,9 ∗ 22 635,8
141
La corriente que suministra el generador fotovoltaico cuando proporciona la máxima
potencia vendrá dada al multiplicar la corriente de punto de máxima potencia ( I ) de
cada panel por el número de paneles en paralelo o ramales (Strings):
∗
7,6 ∗ 64 486.4
12.1.4.2 Cálculo corrección de tensión y corriente debidas a la temperatura.
En la cubierta del supermercado se considerara un rango de temperaturas ambiente de
entre ‐5°C como mínimo en invierno y 40°C como máximo en verano, con estas
temperaturas la temperatura de célula será distinta a 25°C, valor considerado como
condición estándar de medida y para el cual se muestran los parámetros fundamentales
de los paneles solares.
La temperatura de trabajo que alcanzan las células de los paneles fotovoltaicos puede
aproximarse mediante la expresión:
∗
Donde
T Temperatura que alcanza la célula a una temperatura ambiente
determinada.
T Temperatura ambiente del lugar donde están instalados los paneles solares.
T Temperatura nominal de la célula, definida como la temperatura que
alcanzan las células solares cuando se somete al modulo a una irradiación de
800W/m2 con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20°
C y la velocidad del viento, de 1m/s.
I = Irradiación medía dependiendo del periodo en el que se encuentre. (En verano
I = 1000W m2 y en invierno I = 100W m2).
Para conocer la tensión de circuito abierto que se medirá a la salida de cada panel cuando
estén trabajando bajo estas condiciones de temperatura de célula diferente a 25º C, se
aplicara el coeficiente de temperatura para la tensión de circuito abierto (Voc)
proporcionado por el fabricante sobre la siguiente ecuación:
° ° ∗
Donde
142
V ° Tensión a circuito abierto del panel a una temperatura de célula X.
V ° Tensión a circuito abierto del panel en condiciones estándar de
medida.
ΔT Variación de la temperatura de trabajo del panel y las condiciones estándar
de medida.
ΔV T Coeficiente de temperatura de la tensión de circuito abierto del panel.
(Se supondrá como ΔV T 0,05mV/°C
La corriente de cortocircuito que se producirá a la salida de cada panel cuando estos
trabajen en condiciones de temperatura de célula diferente a 25°C, se aplicara el
coeficiente de temperatura para la corriente de cortocircuito (I ) proporcionado por el
fabricante sobre la siguiente ecuación:
° ° ∗
Donde
I ° = Corriente de cortocircuito del panel a una temperatura de célula X.
I ° Corriente de cortocircuito del panel en condiciones estándar de medida.
ΔI T Coeficiente de temperatura de la corriente de cortocircuito del panel.
Por tanto, para una temperatura ambiente de ‐5° C, se obtendrá una temperatura de
célula en los solares. Con esta temperatura de célula, la tensión de circuito abierto y la
corriente de Cortocircuito se podrán calcular.
∗ ,
, ° 33,3 1,625 25 ∗ 0,05 34,63V
, ° 6,64 1,625 25 ∗ 0,05 7,97
Luego, multiplicando el numero de paneles en serie por ramal del generador por la
tensión de circuito abierto de cada panel para una temperatura ambiente de ‐5° C, se
obtiene la tensión de circuito a la salida del generador fotovoltaico durante el invierno y
multiplicando el número de ramales en paralelo del generador fotovoltaico por la
corriente de cortocircuito de cada panel para una temperatura ambiente de ‐5°C, la
corriente de cortocircuito a la salida del generador durante el invierno también se podrá
obtener.
, ° 34,63 ∗ 22paneles 761,9V
143
I , ° 7,97 ∗ 64strings 510A
Ahora, para obtener la tensión de circuito abierto y corriente de cortocircuito del
generador fotovoltaico durante el periodo de verano, se considerara la temperatura de
40° C indicada anteriormente. Los procesos de cálculo serán los mismos pero con la
temperatura de verano.
∗ , °
, ° 33,3 73,8 25 ∗ 0,05 30,86V
, ° 6,64 73,8 25 ∗ 0,05 4,2A
Una vez obtenidas la tensión de circuito abierto y la corriente de cortocircuito de cada
modulo solar bajo una temperatura ambiente de 40° C, se hallara la tensión a circuito
abierto total del generador. Multiplicando esta tensión por el número de paneles solares
conectados en serie en cada ramal del generador y la corriente de cortocircuito total del
generador multiplicando corriente de cortocircuito de cada uno de los módulos solares
por el número de ramales o paneles conectados en paralelo del generador:
, ° 30,86 ∗ 22 679V
, ° 4,2 ∗ 64 269A
Por último, deberán tenerse en cuenta los valores de tensión de máxima potencia que se
alcanzarán en la instalación ya que éstos variarán al igual que los valores de tensión de
circuito abierto y corriente de cortocircuito según varíe la temperatura ambiente.
Para obtener el coeficiente de variación para tensión de máxima potencia respecto a la
temperatura se utilizará la igualdad ΔV T 0,76 ∗ ΔV T
Δ T 0,76 ∗ 0,05 0,038V/°C
Las tensiones que cada uno de los módulos solares alcanzarán en el punto de máxima
potencia cuando se encuentren a temperatura ambiente de ‐5º C (temperatura de célula
fotovoltaica ‐1,625ºC) y de 40ºC (temperatura de célula fotovoltaica 73,8ºC) serán:
Δ , ° T ΔT ∗ Δ T
28,9 73,8 25 ∗ 0,038 27,04V
144
Δ , ° T ΔT ∗ Δ T
28,9 1,625 25 ∗ 0,038 29,9
Por tanto el rango de tensiones del punto de máxima potencia que deberá ser soportado
por el inversor será calculado multiplicando los valores de tensión de máxima potencia de
cada módulo solar obtenidos para las diferentes condiciones por el número de paneles
conectados en serie en cada uno de los ramales, obteniéndose así, la tensión máxima y
mínima que proporcionará el generador fotovoltaico en condiciones de máxima potencia:
Δ , , ∗ N 27,04V ∗ 22 595
Δ , , ∗ N 29,9 ∗ 22 558
Por lo tanto, se obtendrán en cada uno de los módulos solares las tensiones en el punto
de máxima potencia cuando se encuentren a una temperatura de ‐5°C y 40°C.
Tensión de máxima potencia Tensión circuito abierto Corriente de Corto circuito
Invierno (‐5º C) Vmpp (‐1,625)= 658 Voc (‐1,625)= 762 Isc (‐1,625)= 510
Verano (40º C) Vmpp (73,8)= 595 Voc (73,8)= 679 Isc (73,8) = 269
Tabla 12.2: Valores de tensión de circuito abierto y corriente de cortocircuito.
Por lo tanto, para este caso se necesitará 1 inversor de una potencia nominal de 300KW.
El inversor elegido es el SolarMax 300C.
Valores de entrada SolarMax 300C
Potencia Máxima 330 kW
Potencia nominal 300 kW
Potencia CC Max. 400 kW
Rango de Tensiones MPP 430‐800 Vcc
Tensión de entrada Máxima 900 Vcc
Corriente de máxima entrada 720 A
Tensión de red nominal AC, Vn (V) 400 400
Tensión de funcionamiento Vn ± 15% Vn +/‐ 15%
Frecuencia de funcionamiento 50Hz ± 0,3Hz 50 Hz +/‐ 1 Hz
Tabla 12.3: Características técnicas principales de los inversores SolarMax 300C
145
Foto 12.4: Inversor SolarMax 300C
Para la elección de este modelo de inversor se han tenido en cuenta varios puntos a destacar:
- El rango de tensiones en el que el inversor puede trabajar oscila entre 430‐800V,
por tanto, trabajara perfectamente bajo cualquiera de las condiciones en las que
se encuentren los paneles fotovoltaicos ya que cuando los paneles estén
entregando la máxima potencia, la tensión total a producir en dicho punto de
máxima potencia oscilara entre dicho rango de tensiones.
- Por otro lado, la corriente máxima de entrada al inversor debe será ser menor 720
A, lo que la instalación, tendrá una corriente máxima menor que lo tolerad por el
inversor.
12.1.5 Secciones de Cables
La instalación solar fotovoltaica planteada se ha dividido en varios tramos de conexión
entre los diferentes equipos y cajas de conexión que la componen. En los diferentes
circuitos y tramos se tendrán secciones distintas según las cargas que circulan por cada
uno de estos.
Como se indicó anteriormente, el generador fotovoltaico está formado por 64 filas, cada
una de 22 módulos en serie, conectados en paralelo. Las conexiones de cada 8 filas o
strings irán a una caja de conexión de grupo, en total 8, y la conexión de todas las cajas de
conexión de grupo irá a la caja de conexión de generador fotovoltaico.
Se establecerán 4 tramos diferenciados en la instalación; tres de ellos para corriente
continua y un último tramo para corriente alterna.
146
Para los tramos de corriente continua se utilizaran conductores de cobre con aislamiento
en PVC. El tipo de instalación será de conductores aislados en tubos o canales en montaje
superficial.
Para el cálculo de las secciones de cable se supone un 25% más de corriente que la
obtenida en condiciones mas desfavorables. El cálculo de la sección se establece a partir
de:
La longitud de cable es el doble de la longitud de la línea ya que hay un cable
positivo y otro negativo en el caso de líneas continuas, además un cable fase y otro
neutro en el caso de de líneas alternas monofásicas.
Una caída de tensión en la línea que debe estas dentro de los límites especificados
para este tipo de instalaciones.
El cálculo de la sección se efectúa con la expresión:
∗ ∗∆ ∗
Donde
L Es la longitud del conductor
I Corriente máxima que va a circular por los conductores y es la de
cortocircuito de los paneles [A].
C Conductividad del elemento que forma el conductor, en este caso siempre se
utilizara cobre y su conductividad es 56m/Ω*mm2.
∆Voμ Corriente máxima que va a circular por los conductores y es la de
cortocircuito de los paneles [A]. Las secciones en mm2 que existen
comercialmente son: 0`5, 0`75, 1, 1`5, 2`5, 4`, 6`, 10`, 16`, 25`, 35`, 70`, 95`, 120`,
150`, 185`, 240`.
O también se puede determinar por la ley de Ohm:
= / ∗ ∗ / Donde
S Sección
r Resistividad (Cobre, 0,01286 w/mm2/m)
L Longitud
El cableado trifásico se calcula con la ecuación:
147
√ ∗ ∗ ∗
∗
∗∗ ∗
Donde
S = es la sección teórica del conductor en [mm2].
L = es la longitud del conductor [m].
P = es la potencia máxima que transporta el cable [W].
u = es la caída de tensión [V] que como máximo podrán tener los conductores, esta
será del 2% (Según IDAE).
C = Es la conductividad del elemento que forma el conductor, en este caso siempre
se utilizara cobre y su conductividad es 56m/Ω*mm2.
U = Es la tensión de línea de la red [V].
Se elegirá dentro del mercado aquella sección inmedíatamente superior a la que resulte
de los cálculos.
Se establecerán 4 tramos diferenciados en la instalación; tres de ellos para corriente
continua y un último tramo para corriente alterna.
Para los tramos de corriente continua se utilizarán conductores de tipo 0,6/1kV de cobre
con aislamiento en PVC. El tipo de instalación será de conductores aislados en tubos o
canales en montaje superficial o empotrados en obra según la definición del REBT en la
norma ITC‐BT‐19 (Española y suponiendo como válida en Chile).
B Conductores aislados en tubos en montaje
superficial o empotrado en obra 2 x PVC
mm2 5 11
Cobre
1,5 15 ‐ 2,5 21 ‐ 4 27 ‐ 6 36 ‐ 10 50 ‐ 16 66 ‐ 25 84 166 35 104 205 50 125 250 70 160 321 95 194 391 120 225 455 150 260 525 185 297 601 240 350 711 300 404 821
148
Tabla 12.1: Intensidades admisibles (A) al aire 40º C. Número de conductores con carga y naturaleza del aislamiento (Norma ITC‐BT‐19).
Tabla 12.2: Secciones nominales y tipos de aislamiento. Marcados con rojo.
El campo contempla la agrupación de 8 strings, y en total serán 8 agrupaciones de strings,
total 68. Por lo tanto cada caja de conexión de grupo recibirá 8 ramales y en total serán 8
cajas de conexión de grupo. A cada caja llegarán 8 cables negativos y 8 cables positivos. De
cada caja de conexión de grupo saldrán dos cables hacia la siguiente conexión, cajas de
conexión de generador fotovoltaico. Para graficar la explicación se adjunta esquema.
Esquema 12.4: Composición de la instalación fotovoltaica
149
Los 4 tramos de los que está formada la instalación serán:
I. Módulos solares → Caja de conexión de grupo.
Estarán comprendidas entre la salida de cada una de las filas conectados en serie hasta
llegar a las cajas de conexión de grupo donde llegarán las salidas de 22 paneles
conectados en serie, serán tantas cajas como strings hayan (64 cajas que contendrán 22
paneles en serie, el inversor recibirá 64 strings).
Los parámetros para el cálculo de la sección mínima de los conductores de este tramo
son:
- L es la longitud del conductor [m]. Se tomara como longitud del cable la distancia
del modulo mas alejado hasta su caja de conexión, 100 m.
- Icc es la corriente máxima que va a circular por los conductores y es la de
cortocircuito de los paneles [A]. Cada ramal suministrara una corriente máxima
igual a la de cortocircuito de cada uno de los módulos que lo forman. Icc = 8,2A
- U, es la caída de tensión [V] que como máximo podrán tener los conductores. La
máxima caída de tensión que se permitirá será de 1,5%, esta correspondiente a
condiciones técnicas de países europeos. En este tramo existirá una tensión igual a
la tensión de punto de máxima potencia de cada panel, por el numero de paneles
en serie que forman cada ramal, 22 paneles, por lo tanto la tensión en este tramo
es de Vmpp ×22 paneles = 28,9 * 22 = 635,8 V
- C es la conductividad del elemento que forma el conductor, en este caso siempre
se utilizara cobre y su conductividad es 56m/Ω *mm2.
∗ ∗ ,
, ∗ . ∗ = 3,1 mm2
Atendiendo a la anterior tabla extraída de la norma ITC‐BT‐19, la corriente máxima
admisible del conductor del tipo 0,6/1kV de 3,6 mm2, de aislamiento PVC e instalación de
conductores aislados en tubos o canales en montaje superficial o empotrados en obra, es
de 27 A, puesto que se debe considerar la sección inmedíatamente superior a 3,6 mm2
que resulta en la tabla de 4 mm.
II. Caja de conexión de grupo → Caja de conexión de generador fotovoltaico.
Estará comprendido entre cada caja de conexión de grupo donde se unen 8 ramales hasta
la caja de generador fotovoltaico donde se unen los conductores de 8 cajas de conexión
de grupo.
150
A estas cajas de conexión de generador llegan 2 conductores de cada una de las cajas de
conexión de grupo, uno positivo y otro negativo. En total llegan 16 conductores (de las 8
cajas) y salen 2 únicos conductores hacia en inversor. En esta caja de conexión de
generador se encuentran los elementos necesarios para la protección del generador
fotovoltaico completo.
Los parámetros para el cálculo de la sección mínima de los conductores de este tramo son:
- L es la longitud del conductor [m]. Se tomara como longitud del cable la distancia
entre la caja de conexión del grupo mas alejado y la caja de conexión del
generador. 50 m
- Icc es la corriente máxima que va a circular por los conductores y es la de
cortocircuito de los paneles [A]. Cada ramal suministrara una corriente máxima
igual a la de cortocircuito de cada uno de los módulos que lo forman. Esto
correspondería a 8,2 A * 8 ramales = 65.6 A
- U, es la caída de tensión [V] que como máximo podrán tener los conductores. La
máxima caída de tensión que se permitirá será de 1,5%, esta correspondiente a
condiciones técnicas de países europeos. En este tramo existirá una tensión igual a
la tensión de punto de máxima potencia de cada panel, por el numero de paneles
en serie que forman cada ramal, 22 paneles, por lo tanto la tensión en este tramo
es de Vmpp ×22 paneles = 28,9 * 22 = 638,8 V
- C es la conductividad del elemento que forma el conductor, en este caso siempre
se utilizara cobre y su conductividad es 56m/Ω *mm2.
∗ ∗ ,
, ∗ , ∗ = 17.1 mm2
Atendiendo a la anterior tabla extraída de la norma ITC‐BT‐19, la corriente máxima
admisible del conductor del tipo 0,6/1kV de 25 mm2, de aislamiento PVC e instalación de
conductores aislados en tubos o canales en montaje superficial o empotrados en obra, e
indica la tabla con 84 A.
III. Caja de conexión de generador fotovoltaico → Inversor
Estará comprendido entre la caja de conexión de generador fotovoltaico que son 8 de
donde salen en dos conductores principales que transportan la potencia que el generador
está suministrando hasta la caseta de los inversores situados en una zona segura.
151
A los inversores llegan dos cables, uno positivo y otro negativo correspondiente al final de
circuito de corriente continua y a la salida comienza el último tramo correspondiente al
circuito de corriente alterna.
Los parámetros para el cálculo de la sección mínima de los conductores de este tramo
son:
- L es la longitud del conductor [m]. Se tomara como longitud del cable la distancia
entre la caja de conexión del generador y la caseta y la caja del inversor. 50 m
- Icc es la corriente máxima que va a circular por los conductores y es la de
cortocircuito de los paneles [A]. Cada ramal suministrara una corriente máxima
igual a la de cortocircuito de cada uno de los módulos que lo forman. Este tramo
une 8,2 * 64= 524,8 A.
- U, es la caída de tensión [V] que como máximo podrán tener los conductores. La
máxima caída de tensión que se permitirá será de 1,5%, esta correspondiente a
condiciones técnicas de países europeos. En este tramo existirá una tensión igual a
la tensión de punto de máxima potencia de cada panel, por el numero de paneles
en serie que forman cada ramal, 22 paneles, por lo tanto la tensión en este tramo
es de Vmpp ×22 paneles = 28,9 * 22 = 635,8 V
- C es la conductividad del elemento que forma el conductor, en este caso siempre
se utilizara cobre y su conductividad es 56m/Ω *mm2.
∗ ∗ ,
, ∗ , ∗ = 98,3 mm2
Atendiendo a la anterior tabla extraída de la norma ITC‐BT‐19, la corriente máxima
admisible del conductor del tipo 0,6/1kV de 120 mm2, por lo que la intensidad admisible
será de 225 A. valor inferior a la máxima corriente admisible que circulará por los
conductores de este tramo, que será de (64 * 8,2) 524 A, con lo cual el conductor de 120
mm2 no es válido por lo que se deberá escoger un conductor que admita dicha intensidad.
Este será un conductor de 150 mm2 para una máxima superior de 525 A (Tabla 12.1).
IV. Inversor → Red de baja tensión.
Estará comprendido desde la salida trifásica del inversor hasta el punto de conexión a la
red de baja tensión donde se inyectará la potencia continua producida por el generador
fotovoltaico convertida a corriente alterna por el inversor.
Este circuito será en corriente alterna y su instalación será diferente a los demás tramos
diseñados anteriormente. Los parámetros para el cálculo de la sección mínima de los
conductores de este tramo son:
152
- L es la longitud del conductor [m]. Se tomará como longitud del cable la distancia
entre la caseta del inversor y el punto de conexión a red de baja tensión. 50 m
- P es la potencia máxima que transporta el cable [W]. Sera la potencia alterna
máxima que puede entregar el inversor a su salida. 340.000 W
- U es la tensión de línea de la red [V]. A la salida del inversor la tensión será
- constante. 400 V
- μ, es la caída de tensión [V] que como máximo podrán tener los conductores. La
máxima caída de tensión que se permitirá será de 2%, esta correspondiente a
condiciones técnicas de países europeos, los cuales se tomarán como válidos. A la
salida del inversor existirá una tensión alterna contante de 400V, valor al cual se le
inyectará a la red de baja tensión μ ∗ V 0,02 ∗ 400 8V . - C es la conductividad del elemento que forma el conductor, en este caso siempre
se utilizara cobre y su conductividad es 56m/Ω *mm2.
√ ∗ ∗ ∗
∗ , ∗ ∗ .
∗ ∗ 161 mm2.
Para todas las secciones de cables se deberán buscar la sección de mercado
inmediatamente superior a la calculada.
La sección normalizada inmediatamente superior a la calculada es de 185 mm2 para 297
A.
La corriente que circulará desde el inversor hasta el punto de conexión a la red de baja
tensión vendrá dado por la potencia máxima que el inversor puede entregar a la red, en
este caso de 340 kW y la tensión a la cual se realizará la conexión, 400V, teniendo en
cuenta que el factor de potencia proporcionado por las instalaciones solares fotovoltaicas
debe ser igual a la unidad:
√3 ∗ ∗
340.0001,732 ∗ 400
490,7
Ahora bien, el valor de corriente máxima admisible por cables tripulares o tetrapolares
tipo 0,6/1Kv deberá ser ajustado según las distancias y conexiones finales que dictará la
ingeniería del proyecto.
La corriente que circulará por el sistema, en el último tramo es elevado por lo que se
deberá cambiar de tipo de cable para poder incorporar la sección mas cercana a 161
mm2, y que tolere dicha corriente. Según la norma se deberá elegir aquellos cables de la
columna 11 referida en la tabla 12.1 de secciones de cables. Para este caso se elegirá el
153
cable unipolar 3 x XLPE o EPR de 120 mm2 que soportará hasta los 525 A, lo que cumplirá
con la exigencia.
• Cableado de protección
Para la protección de la propia instalación y de los posibles operarios encargados del
mantenimiento de la misma, el reglamento establece que deben conectarse
correctamente todas las masas metálicas de una instalación con tierra, con el objetivo de
conseguir que el conjunto de instalaciones, edificios y superficie próxima al terreno no
aparezcan diferencias de potencial peligrosas y que, al mismo tiempo, permita el paso a
tierra de las corriente de defecto o las descargas de origen atmosférico.
- Tomas a tierra: son electrodos formados por barras, tubos pletinas o mallas que
están en contacto directo con el terreno donde se drenara la corriente de fuga que
se pueda producir en algún momento, estas tomas a tierra deberán ser de
materiales específicos y estarán enterrados a una profundidad adecuada para las
características de la instalación a proteger. En este proyecto se utilizara la toma a
tierra de la nave industrial ya que al tratarse de una nave dedicada a la fabricación
de elementos sanitarios, constara de una toma a tierra para la protección de sus
equipos eléctricos.
- Conductores de tierra: son los conductores que unen el electrodo de la puesta a
tierra de la instalación con el borne principal de puesta a tierra. Se utilizara el
conductor de tierra que posee la nave.
- Bornes de puesta a tierra: son la unión de todos los conductores de protección de
la instalación que provienen de los diferentes elementos o masas a proteger. Se
utilizara el borne de puesta a tierra que conecta los conductores de protección y el
conductor de tierra de la propia nave.
- Conductores de protección: sirven para unir eléctricamente las masas de una
instalación a ciertos elementos, con el fin de asegurar la protección contra
contactos indirectos. Unirán las masas a borne de puesta a tierra y con ello al
conductor de tierra.
Los conductores de protección deberán ser del mismo material que los conductores
activos utilizados en la instalación, en este caso serán de cobre e irán alojados en la
canalización utilizada para los conductores activos de la instalación. La sección de los
conductores de protección viene dada por la tabla siguiente:
Sección de los conductores de fase de la instalación S(mm2)
Sección de los conductores de fase de la instalación S(mm2)
154
S≤ 16 Sp = S
16 < S ≤ 35 Sp = 16
S ≥ 35 Sp = S/2
Tabla 12.3: Relación entre las secciones los conductores de protección y los de fase. Por tanto, los conductores de protección tendrán diferente sección dependiendo el tramo de cableado donde se encuentren.
12.1.6 Protecciones
Para proporcionar seguridad tanto a los equipos que forman la instalación solar
fotovoltaica como al personal encargado de su mantenimiento y correcta operación, es
necesario proporcionar una serie de elementos de protección que aseguren una
explotación correcta de la instalación.
Al igual que para el cálculo del cableado de la instalación, el cálculo de protecciones se
realizará independientemente para cada uno de los circuitos de esta, diferenciando entre
tramos de corriente continua y de corriente alterna, ya que las protecciones deberán ser
distintas para cada tramo dependiendo la naturaleza continua o alterna del tramo y al
valor de corriente admisible por los conductores.
Aunque los fusibles e interruptores para corriente continua son diferentes a los de
corriente alterna, su cálculo es similar; según la norma de Baja Tensión, un dispositivo
protege contra sobrecargas a un conductor si se verifican las siguientes condiciones:
Donde
Corriente de empleo o de utilización. Corriente nominal del dispositivo de protección. Corriente máxima admisible por el elemento a proteger. Corriente convencional de funcionamiento del dispositivo de protección.
(Fusión de los fusibles y disparo de los interruptores automáticos). En la protección por magneto térmico normalizado se cumple siempre la segunda condición porque 1,45 ∗ , por lo que solo se debe verificar la primera condición.
En la protección por fusible tipo gG, se cumple que I 1,6 ∗ I por lo que deben
verificarse las dos condiciones de la norma.
155
El cálculo de protecciones se realizara dividiendo la instalación en dos grupos, uno de
corriente continua y otro de corriente alterna, cada grupo será a si vez dividido en los
diferentes tramos de cableado que forma la instalación solar fotovoltaica:
• Protecciones de continua
En la corriente alterna existe un paso natural de la corriente por el cero en cada
semiperíodo, al cual corresponde un apagado espontáneo del arco que se forma cuando
se abre el circuito. En la corriente continua esto no sucede y, para extinguir el arco, es
preciso que la corriente disminuya hasta anularse. Para ello es necesario que la
interrupción se realice gradualmente, sin bruscas anulaciones de la corriente que darían
lugar a elevadas sobretensiones.
I. Módulos solares → Caja de conexión de grupo.
Este tramo estará protegido contra sobre intensidades mediante fusibles en cada uno de
los ramales módulos del generador fotovoltaico que provoquen la apertura del circuito en
caso de producirse una corriente superior a la admisible por los equipos o conductores de
la instalación. Cada ramal poseerá dos fusibles de idénticas características eléctricas, uno
para el conductor de polaridad positiva y otro para el de polaridad negativa.
Foto 12.5: Fusible de corriente continua y símbolo normalizado
La sección del conductor que forma este tramo de instalación es de 1,5mm2, por lo que los parámetros a utilizar para el dimensionado de los fusibles serán:
_ ó 7,6
á _ 27
Por tanto, para que se cumpla la condición, como mínimo la corriente nominal del fusible será:
7,6 27 → 20
156
A continuación se calculara la corriente convencional de fusión de este fusible comprobándose si la dimensión de los fusibles es la correcta, o por el contrario, debe buscarse un valor mayor que cumpla 1,45 ∗
1,6 ∗ 1,6 ∗ 20 32
1,45 ∗ → 32 1,45 ∗ 27 → 32A 39,2A
Por consiguiente, se utilizarán fusibles de 20 A en cada ramal de paneles conectados en serie del generador solar fotovoltaico.
II. Caja de conexión de grupo → Caja de conexión de generador fotovoltaico.
Este tramo estará protegido de tres elementos:
Descargador: Las instalaciones fotovoltaicas que se caracterizan por ocupar extensas
superficies están especialmente expuestas a las descargas atmosféricas y las consiguientes
sobretensiones transitorias. Las consecuencias de estas sobretensiones son la reducción
del rendimiento y la vida de la instalación. El uso de protecciones contra sobretensiones
garantiza la optimización del rendimiento de la instalación y en consecuencia se muestra
como una decisión altamente rentable.
Los protectores de sobretensión descargan a tierra los picos de tensión transitorios que se
transmiten a través de los cables de la instalación eléctrica.
Las protecciones contra sobretensiones de tipo atmosférico pueden ser de dos clases:
Los protectores contra sobretensiones de Clase I están destinados a ser instalados en las
extremidades de las líneas exteriores de una instalación fotovoltaica para protegerla
contra impactos directos de rayos. Este tipo de protección podría eventualmente no
utilizarse en este caso debido a que el emplazamiento de la instalación no corresponde a
una zona de riesgo de impacto directo de rayos.
Foto 12.6: Protección contra sobretensiones CLASE I y símbolo normalizado
Las protecciones de Clase II se destinan a la protección de las redes de alimentación
fotovoltaica contra las sobretensiones transitorias debidas a descargas atmosféricas
157
indirectas que se producen a una determinada distancia de la instalación fotovoltaica e
inducen una sobretensión.
Foto 12.7: Protección contra sobretensiones CLASE II y símbolo normalizado
Para la elección de la protección contra sobretensiones a utilizar en la instalación, se
tendrá en cuenta la tensión máxima de funcionamiento que puede producirse en el
generador fotovoltaico para escoger un descargador que soporte dicha tensión. Esta
tensión máxima aparece cuanto los paneles trabajan en condiciones de circuito abierto y a
una temperatura ambiente de ‐5º C, esto produce una tensión igual a 658 V, por tanto, se
elegirá un descargador con una tensión de régimen permanente superior a este valor.
Interruptor‐Seccionador: Los interruptores de corriente continua que se instalarán en este
tramo de la instalación, tendrán la función de aislar zonas del generador para labores de
mantenimiento de los módulos solares como limpieza y reparación de incidencias. Se
colocarán uno por cada subgrupo de ramales del generador fotovoltaico y al abrirlos
proporcionarán un aislamiento eficaz de los ramales pertenecientes a subgrupo del
interruptor.
Para la elección de los interruptores‐seccionadores se tendrán en cuenta dos parámetros,
la tensión de servicio de la línea y la corriente que deben ser capaces de interrumpir al
abrirse.
Para esta instalación dichos parámetros vendrán dados por la corriente de cortocircuito
que pueda producirse en cada panel por el número de ramales que conecta el interruptor‐
seccionador y la tensión máxima de servicio será la tensión máxima que puede darse en la
instalación, es decir, bajo condiciones de circuito abierto y a una temperatura ambiente
de ‐5 C:z
8 ∗ 8,2 65,6
762
Dependiendo de la tensión de servicio a la cual va a trabajar el interruptor, se utilizara un
numero de polos determinado, es decir, cuanto mayor sea la tensión de servicio de la
158
instalación, se deberán aumentar el número de interrupciones de corriente y, por
consiguiente, el numero de polos conectados en serie.
Foto 12.8: Interruptor multipolar de corriente continúa
Fusible: Además de un descargador de sobretensiones y un interruptor seccionador, en
cada línea de este tramo de corriente continua donde se conectan subgrupos de 10
ramales de módulos del generador fotovoltaico a 15 cajas, se instalarán fusibles para la
protección contra sobre intensidades para evitar que se sobrepasen valores de corrientes
superiores a las admisibles por los conductores y equipos de la instalación. Al igual que en
el tramo anterior, se colocaran dos fusibles por cada tramo, uno para cada uno de los
conductores de polaridad positiva y otro para cada uno de los conductores de polaridad
negativa.
La sección del conductor que forma este tramo de instalación es de 25 mm2, por lo que
los parámetros a utilizar para el dimensionado de los fusibles serán:
° ∗ó
8 ∗ 7,6 60,8
_ 84
Por tanto, para que se cumpla la condición, como mínimo la corriente nominal del fusible será:
60,8 84
→ 70
A continuación se calculará la corriente convencional de fusión de este fusible
comprobándose si la dimensión del fusible es la correcta o por el contrario debe buscarse
un valor mayor que cumpla I 1,45 ∗ I
1,6 ∗ 1,6 ∗ 70 112
159
1,45 ∗ → 112 1,45 ∗ 84 → 112A 121,8A
Por consiguiente, se utilizaran fusibles de 70 A en cada línea del tramo entre la caja de
conexión de grupo y la caja de conexión de generador fotovoltaico.
El generador fotovoltaico estará dividido en 8 grupos de 8 ramales cada uno, cada grupo
tendrá su propia caja de conexión de grupo donde se instalaran tanto los fusibles de 20 A
encargados de la protección del primer tramo como el descargador, el interruptor‐
seccionador y el fusible de 70 A encargados de la protección del segundo tramo.
A cada una de las cajas de conexión de grupo llegan 16 conductores de 3,6 mm2, ocho de
polaridad positiva y ocho de polaridad negativa, en cada conductor se encuentra
conectado un fusible de 20 A. Tras los fusibles se produce la interconexión de los
conductores de 3,6 mm2 pasando a dos únicos conductores de 25 mm2 a la salida de
cada una de las 8 cajas de conexión de grupo y se instalará un descargador, el interruptor‐
seccionador y un fusible de 70 A en cada conductor.
Foto 12.9: Cajas de conexión de grupo III. Caja de conexión de generador fotovoltaico →Inversor.
Este último tramo de corriente continua conecta todas las cajas de conexión de grupo del
generador fotovoltaico con el inversor de la instalación, este constará de dos únicos
conductores, uno de polaridad positiva y otro de polaridad negativa.
Este tramo consta de los siguientes elementos de protección:
Controlador permanente de aislamiento: Los controladores permanentes de aislamiento
son protecciones que se utilizan en circuitos de corriente continua para detectar posibles
faltas de aislamiento de los dos conductores (positivo y negativo) contra tierra.
160
El controlador permanente de aislamiento está formado por dos dispositivos; un vigilante
de aislamiento y un interruptor de continua.
Magnetotérmico: Estos dispositivos son aparatos modulares con distinto numero de
polos: unipolares, bipolares, tripulares y tetrapolares. Tienen incorporados un disipador
térmico y otro magnético, actuando sobre un dispositivo de corte la lámina bimetálica y el
electroimán. Normalmente no admiten disipadores indirectos. Se fabrican con diversos
sistemas de montaje, para colocación en cuadro, para montaje saliente, etc.
La maniobra se realiza con corte al aire. Para sobre intensidades pequeñas y prolongadas
actúa la protección térmica y para sobre intensidades elevadas actúa la protección
magnética.
Como se señaló, anteriormente todo magneto‐térmico y fusible debe cumplir los
siguientes requisitos:
1,45 ∗
En la protección por magnetotérmico normalizada no es necesario comprobar la segunda
condición ya que I 1,45 ∗ I , y por tanto, siempre se cumple. Sólo es necesario
comprobar la primera condición:
La sección del conductor que forma este tramo de instalación es de 133,4 mm2, por lo que
los parámetros a utilizar para el dimensionado de los fusibles serán:
° ∗ó
8 ∗ 7,6 60,8
_ 225
Por tanto, para que se cumpla la condición, como mínimo la corriente nominal del
magnetotérmico será:
60,8 225 → 200
1,6 ∗ 1,6 ∗ 200 320
1,45 ∗ → 320 1,45 ∗ 225 → 320A 326A
161
Por consiguiente, se utilizará un magnetotérmico de 200 A en la línea que une el
generador fotovoltaico con el inversor.
Se ha optado por el interruptor marca CHINT serie NM6, un interruptor termomegnetico
de caja moldeada ya que no existen interruptores termomaneticos modulados de
intensidad nominal tan alta. El modelo de interruptor termomagnetico sera el NM6‐160
con tres polos, con intensidad nominal de 160A.
Foto 12.9: Interruptor magnetotérmico tripolar de caja modulada.
La tensión de servicio para este modelo de magnetotérmico varía dependiendo del
número de polos que se conecten en serie. La tensión máxima que se puede generar a la
salida del generador fotovoltaico serán 658V en condiciones de circuito abierto y
temperatura ambiente mínima, por tanto, se conectaran los tres polos en serie ya que
cada polo en serie conectado soporta una tensión de servicio suficiente para recibir la
tensión máxima que puedan generar los módulos solares.
Los equipos destinados a la protección de este último tramo de corriente continua se
dispondrán en una caja de conexión de generador fotovoltaico. A esta caja llegaran 30
conductores (de las 15 cajas), 15 de polaridad positiva y 15 de polaridad negativa y saldrán
dos únicos conductores hacia la caseta del inversor situada en la parte interior donde se
sitúan los equipos del supermercado.
Foto 12.10: Caja de conexión de generador FV
• Protecciones de alterna
162
Las protecciones de alterna estará ubicadas aguas abajo del inversor, para la protección
de los circuitos y conexión a red de la instalación una vez sea convertida la corriente
continua proveniente de los módulos solares a corriente alterna para la inyección a la red.
Las protecciones de corriente alterna se diseñarán para la protección del último tramo del
circuito:
IV. Inversor → Red de baja tensión
El sistema de protecciones de este último tramo deberá acogerse a la normativa vigente
sobre la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión (R.D.1663/2000,
España) y además tener en cuenta los requisitos de conexión de la empresa propietaria de
la distribución de energía eléctrica en el punto de conexión a red de la instalación
fotovoltaica, en este caso Chilectra.
- Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia
- Interruptor general manual, que será un interruptor magneto térmico con
intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el
punto de conexión.
- Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el caso
de derivación de algún elemento de la parte continua de la instalación.
- Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión‐conexión
automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o
frecuencia d la red, junto a un relé de enclavamiento.
- La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará
siempre de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de
la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de
defectos a la red de distribución.
El equipo inversor utilizado en la instalación puede incorporar alguna de estas
protecciones, si es asi, solo se precisará disponer adicionalmente de las protecciones
general manual e interruptor automático diferencial.
Las protecciones que se instalarán en este tramo son:
Interruptor general manual: Se trata de un interruptor magnetotérmico similar al utilizado
en el tramo anterior del circuito con la diferencia que este magnetotérmico estará
diseñado para funcionar con corriente alterna.
163
Foto 12.11: Interruptor magnetotérmico modular y símbolo normalizado
Para la elección del interruptor magnetotérmico se utilizaran las ecuaciones mencionadas
anteriormente:
1,45 ∗
Como se ha indicado en el tramo anterior, los interruptores magnetotérmicos siempre
cumplen la condición I 1,45 ∗ I ya que la intensidad convencional de disparo de los interruptores magnetotérmicos siempre es I 1,45 ∗ I por tanto únicamente se
utilizara la condición I I I para dimensionar el magnetotérmico adecuado.
Para el cálculo de la intensidad nominal del interruptor a utilizar en este tramo, es
necesario calcular la corriente máxima admisible por los conductores y la corriente normal
de empleo que se producirá en este tramo.
La sección de los conductores de este tramo es de 185 mm2, por tanto la corriente
máxima admisible por los conductores es I I _ 615A
El valor de la intensidad normal de funcionamiento que circulara por el tramo vendrá dada
por la potencia máxima que el inversor puede entregar a la red, que es de 340 kW y la
tensión a la cual se realizara la conexión, 400V, teniendo en cuenta que según el Pliego de
Condiciones Técnicas (IDAE, España) el factor de potencia proporcionado por las
instalaciones solares fotovoltaicas debe ser igual a la unidad:
√3 ∗ ∗
340.000
√3 ∗ 400491,3
El valor de la intensidad nominal del interruptor magnetotérmico a utilizar será:
491,3 615 → 500 A
164
1,6 ∗ 1,6 ∗ 500 800
1,45 ∗ → 800 1,45 ∗ 615 → 800A 891A
Si bien se ha calculado un interruptor de 500 A. Este interruptor dependerá de la corriente
de todo el sistema, del cable correspondiente para admitir la máxima intensidad de
circulación.
Además de las condiciones estándar que deben cumplir todos los interruptores de este
tipo, el magnetotérmico utilizado en este último tramo debe tener una capacidad de corte
igual o superior a la intensidad de cortocircuito que como norma defina la compañía
distribuidora.
Interruptor diferencial: Los interruptores diferenciales proporcionan protección a las
personas contra descargas eléctricas, tanto en el caso de contactos directos como
contactos indirectos y también protección a las instalaciones ya que detectan las fugas a
tierra midiendo la corriente que circula por los conductores.
Foto 12.12: Interruptor diferencial tetrapolar y símbolo normalizado
Según la norma ITC‐BT‐25 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, los
interruptores diferenciales deben poseer una intensidad diferencial‐residual máxima de
30mA para aplicaciones domesticas y 300mA para otras aplicaciones e intensidad
asignada que la del interruptor general.
Fusible: Las protecciones son obligatorias establecidas en el R.D.1663/200. Para la
elección del interruptor magnetotérmico se utilizarán las ecuaciones mencionadas
anteriormente:
1,45 ∗
165
La sección de los conductores de este tramo es de 150 mm2, por tanto la corriente
máxima admisible por los conductores es I I _ 525A. Además la corriente
normal de funcionamiento calculada anteriormente es de 461,9A, por tanto:
491,3 615 → 470
A continuación se calculará la corriente convencional de fusión de este fusible
comprobándose si la dimensión del fusible es la correcta o por el contrario, debe buscarse
un valor mayor que cumpla.
I 1,45 ∗ I
1,6 ∗ 752
1,45 ∗ → 752 1,45 ∗ 615 → 752 891,8
Por lo tanto, se utilizarán los fusibles cilíndricos industriales tipo gG de 470 A.
Foto 12.13: Fusible y porta fusible
Las protecciones del tramo de corriente alterna se situaran en un armario dentro de la
caseta del inversor al igual que el contador que se utilizara para contabilizar la potencia
que la instalación entrega a la red de baja tensión.
12.1.7 Estructura portante de paneles
Las estructuras de soporte serán iguales para toda la instalación. Las estructuras,
aseguran el anclaje del generador solar y proporciona la orientación y el ángulo de
inclinación idóneo para el mejor aprovechamiento de la radiación, siendo los encargados
de hacer a los módulos y paneles fotovoltaicos resistentes a la acción ejercida por los
elementos atmosféricos y climáticos.
166
La fórmula que expresa la presión máxima del viento es:
, ∗
0,11 ∗ ∗
Donde
F= Es la fuerza del viento en kp V= Es la velocidad del aire en m/s S= Es la superficie receptora en m2 P= Es la presión del viento en kp/m2
0,11 ∗ 10 ∗ 0,83
Por ello se deberá generar un buen anclaje para los paneles.
Figura 12.3: Detalle que grafica el sistema de estructura
También se debe tener cuidado con la nieve, lluvia, heladas, tipo de ambiente donde se
encuentra la instalación, etc. Algunas de las acciones descritas (nieve, lluvia) afectan al
emplazamiento y forma del soporte de sustentación, mientras que las heladas o
determinados ambientes (por ejemplo, los cercanos a las costas) afectan de forma mas
importante al tipo de materiales empleados para la construcción de las estructuras.
En cuanto a la orientación, ésta ha de estar lo más orientada que se pueda hacia el norte,
donde el sol se desplaza de Este a Oeste como se ve en la figura que se adjunta a
continuación.
167
Figura 12.4: Detalle que grafica el recorrido del sol en las distintas estaciones
En la figura, se puede observar el corto recorrido en invierno, a la vez que se comprueba
que la trayectoria de la radiación es entonces más horizontal que en verano. Es ésta la
causa por la que la inclinación de los paneles fotovoltaicos suele ser grande, de tal forma
que se pueda aprovechar lo más posible la escasa radiación invernal, haciendo incidir sus
rayos normalmente.
Como se ha comentado anteriormente, la estructura portante se ha diseñado buscando la
inclinación óptima para los paneles sin sobrepasar un sombreamiento excesivo.
Lo cual, esta debe cumplir con los requisitos del documento básico de seguridad
estructural del Código Técnico de la Edificación. La estructura soporte será de acero
galvanizado en caliente y la tornillería utilizada deberá ser realizada en acero inoxidable
tal y como se anuncia en la norma correspondiente.
Tanto la estructura soporte como los topes de sujeción de los módulos solares, no
deberán ofrecer sombra alguna sobre los módulos. Además la constitución tanto de la
estructura soporte como el sistema de fijación de módulos, deberán permitir las
dilataciones térmicas necesarias, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad
de los módulos.
En el diseño de la estructura también se ha buscado la facilidad de montaje y desmontaje
de los paneles y se tendrá en cuenta la realización de labores de mantenimiento y/o
sustitución de los mismos.
A continuación se especifican las características del conjunto de la estructura soporte a
utilizar:
− Material: Acero galvanizado en caliente. − Tornillería: Acero inoxidable − Inclinación: 25°
Este tipo de estructura posee una larga vida útil, un mantenimiento prácticamente nulo y
es de gran resistencia frente a acciones agresivas de agentes ambientales. La estructura
irá conectada a tierra con motivo de reducir el riesgo asociado a la acumulación de cargas
estáticas o tensiones inducidas por fenómenos meteorológicos.
12.1.7.1 Diseño de la estructura
Como se ha comentado, la instalación será desarrollada en la cubierta del centro
comercial.
168
Se pretenden instalar estructuras con una cierta separación de la superficie para ser
anclada de modo que permita el paso del viento por debajo de estas.
Los puntos de sujeción de los módulos fotovoltaicos serán suficientes en número,
teniendo suficientes apoyos de forma que no se produzcan flexiones, en la estructura ni
en los paneles superiores a las permitidas por el fabricante. La estructura se protegerá
superficialmente contra la acción de los agentes ambientales podrá considerarse un
galvanizado por inmersión en caliente, pinturas orgánicas de zinc o tratamientos
anticorrosivos equivalentes. Para el caso de las cubiertas transitables el tratamiento será
más sencillo para anclarse, dándole la aislación necesaria y respetando lo indicado por el
código técnico.
La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder al
galvanizado o protección de la estructura. La tornillería y piezas auxiliares estarán
protegidas por galvanizado o cincado, o bien serán de acero inoxidable. Los topes de
sujeción de paneles y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos.
Sea cual sea el tipo de estructura seleccionada, esta dispondrá de un conjunto de barras
capaces de soportar los paneles y de ser amarradas al suelo (cubierta). El anclaje a la
cubierta se realizará mediante una placa soldada a la pata (cada una de las patas) de la
estructura, posada sobre la cimentación y unida rígidamente a la misma mediante
tornillos M10.
El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación
especificado para el módulo y teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje. La
estructura resistente será triangulada, para evitar la posibilidad de desplazamiento de sus
puntos. La unión de las diferentes barras se realizará mediante soldadura.
Por las dimensiones del panel y la inclinación de 25° la estructura tendrá las siguientes
dimensiones:
→ 1 string constará de 22 módulos
Para el peso propio de la estructura se toman valores empíricos de estructuras similares.
Una vez finalizado el diseño deberían comprobarse la bondad de estas hipótesis.
‐ El peso de la estructura es de aproximadamente 29 Kg por panel sumado a su estructura
de anclaje (A revisar por cálculo estructural).
Entonces para todos los strings con sus paneles será de un peso aproximado de: 22
paneles x 64 strings = 1.408 → 40.832 Kg en la azotea del supermercado, sus cargas serán
169
repartidas en toda la cubierta. Sin embargo se deberá comprobar la resistencia de la
estructura.
La estructura soporte de paneles fotovoltaicos ha de resistir, con los módulos instalados,
su propio peso y las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la
normativa básica de la edificación
12.1.7.2 Sobrecarga de nieve
La sobrecarga de nieve sobre una superficie horizontal se supone uniformemente
repartida, y su valor en cada localidad puede fijarse con los datos estadísticos locales
cuando existan con garantía suficiente. Cuando no existan datos estadísticos, el valor de la
sobrecarga, en función de la altitud topográfica de la localidad, será el dado por la
información histórica del lugar.
La sobrecarga de nieve sobre una superficie de cubierta que forme el ángulo α con el
plano horizontal, que no ofrezca impedimento al deslizamiento de la nieve, tendrá por
metro cuadrado de proyección horizontal el valor siguiente:
- α ≤ 60º p cos α
- α > 60º cero
Siendo p el valor de la sobrecarga (para este caso 80 kg/m2) sobre superficie horizontal.
En este caso α = 25° luego el valor de la carga para la superficie del panel es:
∗ º
12.1.7.3 Acciones del viento
Las estructuras se estudiarán ordinariamente bajo la actuación del viento en dirección a
sus ejes principales y en ambos sentidos.
Sobrecarga del viento sobre un elemento superficial. El viento produce sobre cada
elemento superficial de una construcción, tanto orientado a barlovento como a sotavento,
una sobrecarga unitaria p (kg/m²) en la dirección de su normal, positiva (presión) o
negativa (succión), de valor dado por la expresión:
∗
Siendo w la presión dinámica del viento y c el coeficiente eólico, positivo para presión, o
negativo para succión, que depende de la configuración de la construcción, de la posición
del elemento y el ángulo de incidencia del viento en la superficie.
170
La presión del viento viene definida por la expresión (Cuando el Cp es positivo se habla de
presión y cuando el Cp es negativo se habla de succión):
∗ ∗ ∗ ∗ ∗
Donde
= Velocidad medía = Densidad del aire 1.25Kg/m3 = Coeficiente de exposición = Coeficiente de presión
Figura 12.5: Esquema de la carga dinámica del viento sobre el panel
12.1.7.4 Protección de la Estructura
Para que la estructura dure 50 años debe ser recubierta con un espesor suficiente de
galvanizado, según se establece en la tabla ISO 9223. En esta tabla se establece la
velocidad de pérdida en micras por año en función del ambiente al que está expuesta.
171
Tabla 12.4: Velocidad de corrosión del Zinc en diferentes atmósferas
12.1.7.5 Sombreamiento
Se da el caso que, cuando existe un gran número de módulos fotovoltaicos a instalar y no
se dispone de mucho espacio, es necesario juntar las filas de paneles y esto puede traer
como consecuencia que (especialmente en invierno) se produzcan sombras de una a otra
fila. La posibilidad de que en verano puedan darse sombra unas filas a otras es mucho
menor, ya que el recorrido del Sol es más alto, y por lo tanto, la sombra arrojada por la fila
precedente es más pequeña.
Sin embargo se utilizará el siguiente proceso para hacer los cálculos de sombreamiento.
La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo, de
altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de
4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia d será superior
al valor obtenido por la expresión:
∗
La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será
inferior a la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de alturas entre
la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de
acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos.
172
Figura 12.6: Dimensionamiento y proporciones para el cálculo de la separación de los paneles
El dibujo presenta los paneles en su posición en corte y elevación.
Figura 12.7: Detalle de los paneles en su posición en corte y elevación.
Para este caso, si se utiliza la fórmula anterior, se obtienen los siguientes valores: → h = 0,849 m → d = 0,54 m Por lo tanto, ahora que se poseen estos valores se podría calcular la superficie total necesaria a utilizar con la instalación. Esta considera: 22 (paneles) * 1,667 mt largo del panel + 0,2 mt espacio entre paneles → 39,6 mt 32 filas (dos strings cada fila)*2,010 mt + 0,56 m de separación entre los paneles→81,3 mt Por lo tanto los metros cuadrados aproximados equivalen a: → 39,6 * 81,28 = 3.218,7 m2 totales de superficie para distribuir la instalación.
12.1.8 Pérdidas en la Instalación
173
En esta sección se plantearán las pérdidas mas representativas de un sistema fotovoltaico.
12.1.8.1 Pérdidas en cables
Las pérdidas principales de cableado pueden calcularse conociendo la sección de los
cables y su longitud, por la ecuación:
R = 0,000002 L / S Donde
R = Valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios. L = Longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm. S = Sección de cada cable, en cm2.
12.1.8.2 PR y Pérdidas por Tª
Rendimiento global del sistema (PR, Performance ratio): relaciona la energía útil generada
por el sistema con aquella teóricamente disponible. Parámetro independiente del tamaño
(potencia) de la instalación, y también de su emplazamiento. Se utiliza para comparar el
comportamiento de diferentes sistemas en lo que respecta al aprovechamiento del
recurso solar disponible. Un valor típico es en torno al 80%.
, ∗ .
∗ ∗
.
No se debe confundir con la producción especifica (KWh/KWp) cuyo valor depende de la
irradiación anual. Es la producción en KWh por cada KWp instalado.
En cuanto a la irradiación en la zona, los valores se han obtenido del sistema de
información territorial y los valores son de 4,4 wh/m2.
Para el cálculo del PR se parte de la energía producida en función de una irradiación y de
una temperatura ambiente:
El PR sería:
174
íó
ó.
í í
El PR es la potencia real (incluyendo todas las perdidas) dividido por la potencia ideal. Se calcula restando todas las pérdidas que tiene la planta:
‐ Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal del módulo (0‐3%) ‐ Pérdidas por mismatch (0,5‐3%) (depende del orden de los módulos según los
tipos de Corriente Impp) ‐ Pérdidas por polvo o suciedad (2‐5%) ‐ Pérdidas angulares y espectrales (3%) ‐ Pérdidas por caídas óhmicas en el cableado (aprox.1,5 DC y 1,5% en AC) ‐ Pérdidas por eficiencia del inversor (aprox.3%) ‐ Pérdidas por “derating” del inversor (0,5% aprox.) ‐ Pérdidas en el seguimiento del punto de máxima potencia (0,3% aprox.) ‐ Pérdidas por sombreado del generador fotovoltaico. (2‐3%) ‐ Perdidas por temperatura (5‐10%) ‐ Perdidas en el transformador de medía tensión (1,5%).
12.1.8.3 Pérdidas por Temperatura
En la hoja de especificaciones de los paneles se da una potencia en STC (Standard Test
Conditions) que suponen la célula a 25°C con una irradiación G=1000 w/m². Como en la
realidad no se dan dichas características hay que hacer el cálculo de la potencia real del
panel. Para ello calcula la Tª real de la célula, que podemos averiguar a través de la
temperatura ambiente:
∗
Donde
NOCT = Tª nominal de la célula (dato de fabricante) La influencia de la temperatura
en la tensión de cortocircuito es muy baja, apenas del 0.06% por °C pero donde
realmente afecta es en la tensión de circuito abierto, en este caso puede llegar a
bajar la tensión hasta un 0,5% por °C que aumenta la temperatura. Por eso a la
hora de configurar el inversor fotovoltaico será importante elegir un modelo que
175
trabaje en un rango amplio de temperaturas porque el panel pasará de estar frio a
primeras horas de la mañana hasta temperaturas de 60°C en la célula a medía
mañana.
G = Irradiación en la zona (w/m²)
Las pérdidas por Tª vienen dadas por la fórmula:
1 – δ*(Tc – Tc`) Donde
δ: Es la pérdida de potencia con la temperatura (por cada °C): 0.5% aproximadamente. Tc: Temperatura de la célula Tc‘: Temperatura célula en condiciones ideales (25°C)
El valor anterior es la pérdida medía que serviría para una valoración inicial pero una vez
iniciada la producción en la planta habría que generar una tabla donde reflejase la Tª de la
célula y la energía generada para cada hora, de manera que la las pérdidas estuviesen
ponderadas a la producción instantánea de cada momento.
12.1.8.4 Pérdida por sombra
El presente punto describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que
experimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan
como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la superficie de no existir
sombra alguna.
El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la
superficie de estudio con el Diagrama de trayectorias del Sol.
Para ello se debe localizar los principales obstáculos que afectan a la superficie, en
términos de sus coordenadas de posición azimut (ángulo de desviación con respecto a la
dirección norte) y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal).
Representación del perfil de obstáculos en el Diagrama que se muestra a continuación, en
el que se muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año y dicha banda
se encuentra dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del
mediodía solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra y un número (A1,
A2,..., D14).
176
Para el caso del edificio en estudio se adjunta el perfil mencionado, que para este caso, no
existirán sombra para la propuesta por corresponder a un superficie alejada de todo
obstáculo.
Gráfico 12.5: Línea del horizonte en Santiago, (Lat. 33.2°S, long. 70.4°W, alt. 520 m)
12.1.8.5 Pérdidas por caídas óhmicas en cableado
Las pérdidas en DC se componen de: ‐Perdidas en cable desde módulo a caja de conexiones de strings. ‐Perdidas desde caja de conexiones hasta inversor.
ó 2 ∗ ∗
% é ∗ ∗
Nota: Conductividad: Cobre = 56, aluminio = 34 S/m
Donde
Intensidad punto máxima potencia
Tensión punto máxima potencia
Cables monofásicos
ó 2 ∗ ∗ ∗
% ó ∗ ∗
177
Cables trifásicos
ó √3 ∗ ∗ ∗
% ó ∗ ∗
A continuación se adjuntan las pérdidas que han sido otorgadas por el software que se ha
trabajado, estas son:
Esquema 12.4: Diagrama de pérdida durante todo el año ‐ Software PVsyst
12.1.9 Estudio Energético
En este apartado se estudíara el diseño de la instalación fotovoltaica comprobando como
influyen sobre el rendimiento, la rentabilidad y el medio ambiente los principales
parámetros energéticos que se obtienen en el emplazamiento elegido. Para realizar el
estudio energético de la instalación solar fotovoltaica, se utilizara el software PVsyst.
12.1.9.1 Estudio energético para paneles totalmente fijos
178
La orientación se define por el ángulo llamado azimut α, que es el ángulo que forma la
proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del modulo y el meridíano
del lugar. Los valores típicos son 0º para los módulos al sur, ‐90o para módulos orientados
al este, +90º para módulos orientados al oeste y 180º para lo módulos orientados al
Norte, como es el caso del hemisferio Sur
Esquema 12.5: Representación ángulo Azimut
Los paneles solares estarán totalmente orientados hacia el norte para lograr que la
captación de radiación solar sea máxima desde el momento que el sol salga por el este
hasta que se ponga por el oeste, por tanto el ángulo azimut será de 0° o 180° según se
mire en el hemisferio sur.
Se optara por un tipo de sistema fijo cuyo ángulo inclinación vendrá dado por el periodo
de funcionamiento para el cual se ha diseñado la instalación, en este caso dicho periodo
es anual, y conociendo la latitud del lugar, el ángulo óptimo de inclinación de los módulos
está dada por la fórmula:
, , ∗ ∅
Donde
∅ = Latitud 26,7° 25°
Pocas veces se tiene un ángulo que coincida con las estructuras estandarizadas, por ello se
buscará un ángulo de mercado. Para este caso el ángulo será de 25º
Se comprueba con el software que el ángulo recomendado en 25°, aunque en invierno no
está a su máxima producción, en verano el software indica que está en su punto de
máxima producción energética.
179
Gráfico 12.6: Ángulos optimo para la mayor producción anual‐PVsyst
A continuación se adjunta la tabla de producción que generará la instalación.
Tabla 12.5: Producción que generará la instalación
De esta manera, se conoce el recurso energético solar del que se dispone, conociendo la
energía captada por los paneles solares teniendo en cuenta la inclinación. Según la figura
anterior, la radiación solar sobre la superficie de los paneles solares inclinados 25° durante
el año de utilización es de 2.103 KWh/día o 1,12 KWh/día por panel.
12.1.10 Layout de la instalación y planos generales
180
A continuación se adjunta los planos esquemáticos a modo de esquema para que el lector
de sega la idea de lo que está proponiendo.
Los planos de propuestas deberán ser trabajados con detalles para que sean válidos para
construcción. Estos se modelarán de acuerdo a las normativas vigentes del país y con el
software adecuado para ejecutar tal tarea. A ellos se agregará el plano de detalles de
estructura, plano detalles electros, sistemas unifilares, planos de sistemas eléctricos,
protecciones…etc.
Plano 12.1: Esquema de la disposición de los paneles en cubierta.
181
Plano 12.2: Esquema fotovoltaico para dos inversores, con misma potencia de generación
Plano 12.3: Esquema unifilar para los dos sistemas propuestos.
12.1.11 Estudio económico
La energía producida por una instalación fotovoltaica depende de tres factores
principales: la Irradiancia solar recibida sobre el plano del generador fotovoltaico, la
potencia pico instalada y el rendimiento de la instalación, en el que se reflejan las pérdidas
182
asociadas a la instalación fotovoltaica (generador fotovoltaico + sistema de
acondicionamiento de potencia).
En el caso de la instalación proyectada, se ha estimado una producción anual total de
767.586 KWh de energía inyectada a red.
Para la presente valoración económica, se considerará el valor de atributo dado a los
proyectos de ERNC diseñados para inyectar a red. El valor del beneficio está estimado en
un promedio de 13,64 US$/Mwh.
Los beneficios potenciales que genera el mercado de bonos de carbono o el mercado
voluntario no se considerarán en la evaluación económica debido al reducido tamaño de
los proyectos. A modo orientativo se comentarán en el capítulo 14.
Tampoco se incluirá el precio estimado de un eventual pago de peaje, puesto que el
proyecto es de escala reducida por lo que se supondrá que la energía quedará
“sumergida”, esto significa que la energía inyectada se supondrá menor a la demanda de
la zona lo cual la energía quedaría dentro de la red eléctrica de ese sector.
En las siguientes tablas se mostrará la lista de precio por separado de los diferentes
equipos y materiales que se utilizarán para la construcción de la instalación fotovoltaica.
Presupuesto instalación FV Cantidad Unidades Precio unitario Total
Módulos fotovoltaicos BP solar 220 ‐ 3220 1.408 Ud 710 999.680
Inversor senoidal trifásico SolerMax 300C 1 Ud 112.000 112.000
Estructura soporte para módulo 1.408 Ud 154 216.832
Cableado para conexiones entre módulos solares y cajas de conexión grupos, 3,6 mm2 5.000 m 0,168 840
Cableado para conexiones entre cajas de conexión grupos y generador FV, 25 mm2 1.000 m 3 3.000
Cableado para conexiones entre generador FV e inversor 120 mm2 100 m 12 1.200
Cableado para conexiones entre inversor y la red de baja tensión 120 mm2 60 m 9 540
Tubo corrugado de PVC de 32mm para enterra cableado 60 m 2 120
Canaletas UNEX 66U23X de PVC gris 100x30mm y tapa. 250 m 6 1.500
Caja de conexión de grupo IP30 FAMATEL 700x500x160 mm. 20 m 49 980
Caja de conexión de generador fotovoltaico IP30 FAMATEL 1.000x550x160 mm. 13 m 65 845
Contador trifásico bidireccional protegido con cuadro de poliéster 13 m 176 2.288
Conductor para protección de cobre. S=3,6 mm2 4.000 m 8 32.000
Conductor para protección de cobre. S=25 mm2 500 m 8 4.000
Conductor para protección de cobre. S=120 mm2 100 m 8 800
Conductor para protección de cobre. S=120 mm2 100 m 1 100
Fusible para continua GAVE 200 Ud 9 1.800
Descargador SOLARTEC 30 Ud 43 1.290
Interruptor‐seccionador ABB 20 Ud 64 1.280
183
Vigilante de aislamiento PROAT 20 Ud 50 1.000
Interruptor de corriente continua para vigilante de aislamiento 20 Ud 43 860
Interruptor magnetotérmico tripolar de continua de caja 20 Ud 64 1.280
Interruptor magnetotérmico modular trifásico 20 Ud 54 1.080
Interruptor diferencial tetrapolar 20 Ud 50 1.000
Fusible para alterna 20 Ud 17 340
Proyecto de Instalación fotovoltaica de 310 KW sobre azotea 1 Ud 100.000 100.000
Obra civil 310 KW 505 156.550
TOTAL 1.643.205
Tabla 12.6: Presupuesto general de la instalación
12.1.11.1 Valor Actual Neto (VAN)
Este criterio plantea que el proyecto se debe aceptar si el valor actual neto es igual o
superior a cero, donde el VAN es la diferencia entre todos sus ingresos y egresos
expresados en moneda actual.
ó
∑
1
1
1
…
Donde
BNA Beneficio neto actualizado, es el valor actual del flujo de caja o beneficio neto
proyectado, el cual ha sido actualizado a través de una tasa de descuento.
FNO =Flujos netos operacionales
I = Inversión Inicial del proyecto.
tc = *Tasa de descuento n = Número de años de duración del proyecto
x = Flujo de caja esperado de cada año
La tasa de descuento (TD) con la que se descuenta el flujo neto proyectado, es la tasa de
oportunidad, rendimiento o rentabilidad mínima, que se espera ganar. Por lo tanto,
184
cuando la inversión resulta mayor que el BNA (VAN negativo o menor a 0) es porque no
se ha satisfecho dicha tasa.
→ El VAN = 0, El proyecto ya comienza a ser rentable porque está incorporada la ganancia
de la tasa de descuento.
→ El VAN < 0, El proyecto no es rentable
La tasa de descuento se obtiene utilizando la Ecuación siguiente.
2000)
∗ ∗ ∗ 1
Donde
Cp = Capital propio
D =Deuda
t = Impuesto
i Interés del capital
i Interés de la deuda
12.1.11.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)
El criterio de la tasa interna de retorno (TIR) evalúa el proyecto en función de una única
tasa de rendimiento por período con la cual la totalidad de los beneficios actualizados son
exactamente iguales a los desembolsos expresados en moneda actual, es decir es la tasa
que hace al VAN del proyecto igual a cero.
Como señalan Biertman y Smidt, la TIR “representa la tasa de interés más alta que un
inversionista podría pagar sin perder dinero, si todos los fondos para el financiamiento de
la inversión se tomaran prestados y el préstamo se pagara con las entradas en efectivo de
la inversión de la inversión a medida que se fuese produciendo” (Fuente: Sapag y Sapag,
2000).
∑1
0
0 1
1
…
→ %
→ %
185
La tasa así calculada se compara con la tasa de descuento de la empresa. Si la TIR es igual
o mayor que esta, el proyecto debe aceptarse y si es menor, debe rechazarse.
La instalación generará anualmente los siguientes ingresos:
Ingresos US$/año
Ingreso por venta de electricidad 74.387
Venta de bonos de carbono 95
Atributo de ERNC 5.073
Total 79.555
12.1.11.3 Escenario de sensibilidad económica
Para esta evaluación se hará un trabajo de sensibilidad, en este se plantearán cuatro
escenarios diferentes, estos consistirán en:
a) Para el primer escenario se tendrá la inversión dado valores referenciales sobre proyectos construidos el 2009. Inversión a 10 años.
b) Presupuesto según valores optimistas, y una inversión a 10 años. c) Presupuesto según valores optimistas y subsidio del 40%, y una inversión a 10
años. d) Presupuesto según valores optimistas, se considera subsidio del 40%, una tasa de
descuento del 4%, y una inversión a 10 años. e) Presupuesto según valores optimistas, se considera subsidio del 50% y una tasa de
descuento del 4%, y una inversión a 25 años. Entonces se tiene: Caso a) Proyecto Planta Fotovoltaica CASO A Estado de Resultado y Flujo de Caja
Evaluación Económica
Valor Dólar 500 $/US$
Valor UF 20.500 $/UF
Desechos
Cantidad de KWh producidos día 1.019 Kg/Día
Días de Producción Desechos 365 Días/Año
186
Costo Energía Eléctrica, Variable 100,00 $/kWh
Valor Venta Energía 100,00 $/kWh
Margen Utilidad Venta Energía ‐ $/kWh
Bono Carbono
Factor 21 Ton CO2/Ton CH4
Valor del Bono de carbono 14,50 US$/Ton
Inversión
Proyecto y obra civil 256.550 US$
Paneles 999.680 US$
Cables 42.480 US$
Inversores 112.000 US$
Estructuras 216.832 US$
Fusibles, interruptores…etc 15.663 US$
Total 1.643.205 US$
Subsidio ‐
En este escenario, se puede apreciar que la inversión no resulta rentable ni si quiera en el
largo plazo, si se hace la evaluación del pay‐back, el retorno de la inversión sería mayor
que la cantidad de años que cubre la garantía. Los precios han sido tomados según
proyectos del año 2009 lo que sus valores son conservadores con respecto a valores con
los que se podrían encontrar actualmente. A ello se suma, que se deberían considerar las
re‐inversiones que se deben hacer cada cierta cantidad de años. Esto significará, que la
instalación dimensionada es inviable. Los préstamos son otorgados por menos cantidad de
años y los equipos por lo general no poseen garantías de tan elevada longevidad.
Caso b)
Proyecto Planta Fotovoltaica CASO B Estado de Resultado y Flujo de Caja
Evaluación Económica
Valor Dólar 500 $/US$
Valor UF 20.500 $/UF
Desechos
Cantidad de KWh producidos día 1.019 Kg/Día
Días de Producción Desechos 365 Días/Año
Costo Energía Eléctrica, Variable 100,00 $/kWh
Valor Venta Energía 100,00 $/kWh
Margen Utilidad Venta Energía ‐ $/kWh
187
Bono Carbono
Factor 21 Ton CO2/Ton CH4
Valor del Bono de carbono 14,50 US$/Ton
Inversión 0,75
Proyecto y obra civil 256.550 US$
Paneles 999.680 US$
Cables 42.480 US$
Inversores 112.000 US$
Estructuras 216.832 US$
Fusibles, interruptores…etc 15.663 US$
Total 1.643.205 US$
Total con descuento 1.232.404 US$
Subsidio 0 %
VAN ‐ 860.424
TIR ‐ 13,60
Para este caso, se ha supuesto que se pueden alcanzar precios más económicos que el
caso anterior dado la evolución de la tecnología. Se contabiliza una inversión de
aproximadamente 4.000 US$/KW, entonces, se tendrá que la inversión se pagaría en
menor tiempo que el escenario a) considerando una tasa de descuento del 6%. Sin
embargo, para el inversionista aun no resulta rentable desarrollar el proyecto, el retorno
de la inversión son de muy largo plazo.
Caso C) Proyecto Planta Fotovoltaica CASO C Estado de Resultado y Flujo de Caja
Evaluación Económica
Valor Dólar 500 $/US$
Valor UF 20.500 $/UF
Desechos
Cantidad de KWh producidos día 2.938 Kg/Día
Días de Producción Desechos 365 Días/Año
Costo Energía Eléctrica, Variable 100,00 $/kWh
Valor Venta Energía 100,00 $/kWh
Margen Utilidad Venta Energía ‐ $/kWh
188
Bono Carbono
Factor 21 Ton CO2/Ton CH4
Valor del Bono de carbono 14,50 US$/Ton
Inversión 0,75
Proyecto y obra civil 256.550 US$
Paneles 999.680 US$
Cables 42.480 US$
Inversores 112.000 US$
Estructuras 216.832 US$
Fusibles, interruptores…etc 15.663 US$
Total 1.643.205 US$
Total con descuento 1.232.404 US$
Subsidio 40 %
Total del préstamo 60% 739.442 US$
VAN ‐ 367.462
TIR ‐6,4%
Para la propuesta C, se supondrá un precio de instalación de aproximadamente 4.000
US$/KW, igual al caso anterior, a ello se agrega que se supondrá la financiación de un 40%
con un subsidio o capital propio por lo tanto, la inversión es mas rentable que los casos
anteriores, sin embargo aun no resulta atractiva para el inversionista puesto que la TIR y el
VAN son negativos.
Opción d) Proyecto Planta Fotovoltaica CASO D Estado de Resultado y Flujo de Caja
Evaluación Económica
Valor Dólar 500 $/US$
Valor UF 20.500 $/UF
Desechos
Cantidad de KWh producidos día 2.938 Kg/Día
Días de Producción Desechos 365 Días/Año
Costo Energía Eléctrica, Variable 100,00 $/kWh
Valor Venta Energía 100,00 $/kWh
189
Margen Utilidad Venta Energía ‐ $/kWh
Bono Carbono
Factor 21 Ton CO2/Ton CH4
Valor del Bono de carbono 14,50 US$/Ton
Inversión 0,75
Proyecto y obra civil 256.550 US$
Paneles 999.680 US$
Cables 42.480 US$
Inversores 112.000 US$
Estructuras 216.832 US$
Fusibles, interruptores…etc 15.663 US$
Total 1.643.205 US$
Total con descuento 1.232.404 US$
Subsidio 40 %
Total del préstamo 60% 739.442 US$
VAN ‐ 329.630
TIR ‐6,4%
Para este caso y suponiendo un escenario muy optimista con respecto a lo que dicta la
realidad, la inversión no se financia, el VAN y la TIR aun no resultan ser positivos.
Para este resultado, se propuso tomar las siguientes consideraciones. Se mantiene el
precio de inversión de 4.000 US$. Se aportará con subsidio o capital propio de modo que
el préstamo bancario sea de 60% de la inversión representada en 739.442 US$. A ello se
suma, que la empresa logra encontrar financiación con un interés del 4%. Este escenario
idílico y difícil de encontrar hoy en día en Chile entregaría un VAN y una TIR aun negativa,
lo que se deduce, que el esfuerzo para generar una instalación fotovoltaica es complejo si
se esperan retornos menores a 10 años.
Caso e)
Proyecto Planta Fotovoltaica CASO E Estado de Resultado y Flujo de Caja
Evaluación Económica
Valor Dólar 500 $/US$
Valor UF 20.500 $/UF
190
Desechos
Cantidad de KWh producidos día 2.938 Kg/Día
Días de Producción Desechos 365 Días/Año
Costo Energía Eléctrica, Variable 100,00 $/kWh
Valor Venta Energía 100,00 $/kWh
Margen Utilidad Venta Energía ‐ $/kWh
Bono Carbono
Factor 21 Ton CO2/Ton CH4
Valor del Bono de carbono 14,50 US$/Ton
Inversión 0,75
Proyecto y obra civil 256.550 US$
Paneles 999.680 US$
Cables 42.480 US$
Inversores 112.000 US$
Estructuras 216.832 US$
Fusibles, interruptores…etc 15.663 US$
Total 1.643.205 US$
Total con descuento 1.232.404 US$
Subsidio 0,5 %
Total del préstamo 50% 616.202 US$
VAN 136.846
TIR 6,1%
Este caso, busca encontrar para qué condiciones la inversión comenzaría a ser rentable.
Ese caso se considera el mismo escenario del caso anterior pero plantea un subsidio del
50% de la inversión, además se le aumentan los años de devolución de la deuda, si bien
antes era de 10 años, ahora es de 25 años. Si bien el escenario es particularmente bueno,
la inversión la devolución de la inversión es en el año 18, sin embargo, en el año 25 si bien
el VAN y la TIR son positivas, el resultado no serían lo suficientemente elevados para que
fuese un escenario de inversión absolutamente atractivo para cualquier tipo de
inversionistas.
Si existe interés en seguir las tablas de cálculos financieros, estas se adjuntan en el ANEXO
11.
12.1.12 Balance Medioambiental
La energía solar fotovoltaica es una tecnología limpia que durante su funcionamiento no
produce ningún tipo de emisión de gases perjudiciales para el medioambiente. Por esta
razón, el uso de sistemas fotovoltaicos puede ayudar a disminuir graves problemas
191
medioambientales, como pueden ser el efecto invernadero provocado por las emisiones
de CO2 a la atmósfera o la lluvia ácida asociada a las emisiones de Sox.
La implementación propuesta, conlleva el ahorro de emisiones, pues su implementación
evitaría la contaminación que genera la alternativa convencional. El supermercado se
abastece de la energía eléctrica entregada por conexión a la red eléctrica proveniente del
sistema interconectado central (SIC), que según los cálculos estimados, cada KWh
consumido de la red equivalen a 0,37 KgCo2 que se vierten a la atmósfera, por ello, la
instalación permitiría dejar de emitir lo que se presente en la tabla siguiente.
Jumbo KWh/día Kg/CO2 Ton/Co2 día Ton/Co2 Año
Emisiones evitadas con la instalación
2.103 841 0,8 307
El estudio no incluye la contaminación que se produce al momento de fabricar las partes y
piezas de una instalación fotovoltaica. Se comenta, que existe bibliografía en que
muestran la proporción entre la contaminación generada a la hora de manufacturar cada
una de sus partes y piezas, con respecto a los años que debe funcionar dicha instalación
para compensar las emisiones generadas a través de las emisiones evitadas.
12.1.13 Trámites para la aprobación del proyecto
Este proyecto plantea la implementación de un sistema fotovoltaico de un tamaño
aproximado de 310 Kw, por ello. La aprobación de este requerirá seguir una serie de pasos
y procesos de trámites exigido por las autoridades y organismos gubernamentales de Chile
para los proyectos PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuidos).
Para poder inyectar la energía a la red eléctrica, será necesario poseer permisos asociados
al proyecto, esto implicará poder seguir una serie de pasos y procesos de trámites exigidos
tanto por las autoridades y organismos gubernamentales de Chile, como por la compañía
distribuidora a la cual se va a verter la energía. Se considera la explicación de los
procedimientos a desarrollar con la compañía distribuidora un capítulo más adelante.
En el ANEXO 10, primero se adjunta la tabla con cada uno de los pasos necesarios para
obtener el permiso de ejecución del proyecto.
La información entregada si bien es amplia y orientativa, no está acabada. La información
ha sido entregada por el ministerio de energía y la cuál está en constante evolución en la
medida que mejorar los procesos y trámites asociados.
192
12.1.14 Conclusiones del sistema FV propuesto
El sistema fotovoltaico conectado a red diseñado para la instalación objeto del
presente proyecto comienza en los módulos fotovoltaicos, ubicado en la cubierta del
supermercado.
La unidad de acondicionamiento de potencia de campo fotovoltaico se instalará en el
interior del edificio. Esta unidad, cuyo componente principal es el inversor,
transformará la corriente continua obtenida, en corriente alterna de las mismas
características que la red de la compañía distribuidora.
La conexión entre el campo de paneles y el inversor se realizará mediante líneas de
enlace en la que confluyen la totalidad de las ramas en las que se divide la instalación.
Estos son 15 cajas de conexión (cuadro eléctrico en donde se dispondrán protecciones
magneto térmicas, fusibles y descargadores de sobretensión) las cuales cada una
recibirá con 10 strings y cada string constará de 19 paneles. La instalación se divide en
dos unidades de 75 strings cada una, obteniéndose así un sistema completamente
equilibrado a la entrada del inversor.
A la salida de los inversores, se dispondrá de un cuadro de protecciones con un
interruptor magnetotérmico y un diferencial, que se encargarán de controlar la
intensidad de salida del inversor y proteger así la línea.
A la salida del inversor, la electricidad en corriente alterna, se ubican las protecciones y
elementos para la medida de la energía neta producida por la instalación fotovoltaica.
La estructura portante tiene las funciones principales de servir de soporte y fijación
segura de los módulos fotovoltaicos. Se ha buscado la inclinación óptima de la zona de
latitud 33⁰). El edifico posee una cubierta que será considerada como plana, y cuyo
ángulo mas eficiente son los 25º, este ha sido ajustado a las medidas estándares para
evitar aumento de la inversión.
En las cubiertas se dispondrán los paneles FV, estos se encuentran orientados
prácticamente hacia el norte, (azimut de 180°). Estos valores son adecuados para
obtener el máximo aprovechamiento de la energía solar incidente.
Con respecto a la inversión de la instalación, se puede concluir del estudio de
sensibilidad, que el esfuerzo que se debe realizar por una implementación de este tipo
no es compensado con la retribución posterior. Por ello, sólo el esfuerzo de cada
empresa ayudado por fondos o subsidios ayudarían a rentabilizar la inversión.
193
Como se ve en el estudio, las implementaciones fotovoltaicas no resultan ser rentables
en el corto plazo. Se necesita lograr un escenario óptimo que permita generar una
inversión moderada y de rápida rentabilidad pues las empresas, por lo general,
esperan poder percibir el beneficio de la inversión en el corto plazo.
El resultado financiero obtenido del análisis propuesto resulta ser poco optimista. Pues
la instalación depende básicamente del valor de la inversión con respecto a la potencia
de generación, y conjugado con el precio de cada KW vendido a la red. La conjugación
de los factores no es suficiente para lograr que el proyecto se financie. Esto
demuestra, que hoy en día las condiciones para generar este tipo de inversiones no
son las mas adecuadas, con el tiempo esta tecnología disminuirá sus costos y será mas
competitiva que justifique una inversión de esta naturaleza.
194
12.2 Pre‐factibilidad de un biodigestor para cogeneración
Con el desarrollo de la pre‐factibilidad se intentará explicar y desarrollar el perfil que
hace referencia a esta tecnología.
En un capítulo anterior, se ha presentado la empresa, por lo tanto se comenzará de
forma directa el desarrollo de un biodigestor para cogeneración evitando mayores
detenimientos introductorios.
Los objetivos generales de la prefactibilidad consistirán en exponer y desarrollar los
elementos básicos que se deben tener en cuenta para el diseño de un biodigestor
anaeróbico para desechos de purines de cerdo junto al desarrollo del potencial
energético asociado, y sus costos económicos.
Los datos obtenidos y sus parámetros, son aquellos que estrictamente fueron
entregados por la empresa. Por ello, a la hora de realizar la ingeniería se deberán
precisar cada uno de estos con el fin de generar un trabajo fidedigno para su
implementación.
Por ahora los datos con los que se cuentan son:
Características Físico Químicas de los Riles. Caudal (m3/día) 70 a 170 DBO5 (ppm) 18.800 SST (mg/l) 1350
Aceites y grasas (mg/l) 474 PH 5,7‐6,8 NTK (mg/l) 0,26 Sulfatos (mg/l) 41 Sulfuros (mg/l) 0,1
Cloruros (mg/l) 1280
Para efectos de la presente pre‐factibilidad es suficiente con la DBO5 entregada puesto
que las bibliografías y los ejemplos de generación de biogás a partir de purines de
cerdos son múltiples y exitosos lo que la DBO entrante al biodigestos será suficiente.
• Introducción a la biodigestión
En este punto se exponen los aspectos técnicos en los que se basa la digestión
anaeróbica, la producción de biogás en el digestor y las condiciones que deben regir
para una operación óptima de la planta de biogás.
Se llama biodigestores a depósitos‐tanques en los que se produce la digestión
anaerobia aprovechando el recurso biomasa o residuos. A grandes rasgos se pueden
definir como recipientes o tanques que permiten la carga (afluente) de substratos
195
(biomasa o residuo) y descarga (efluente) de bioabono‐biol y poseen un sistema de
recolección y almacenamiento de biogás para su aprovechamiento energético.
Un biodigestor o planta de biogás se compone principalmente de un tanque de
homogenización o carga, bombas, el tanque de biodigestión, un mezclador o agitador,
tuberías de captación de biogás, el recipiente para almacenar biogás, tanque de
descarga, tuberías y válvulas de seguridad, cierre y desagües, filtro de remoción de
H2S, quemadores de biogás, equipos para combustión (calderas, incineradores, etc.) y
generadores de energía eléctrica o calor.
Digestión anaeróbica: Es la digestión de lodos en la degradación de la materia orgánica
en ausencia de oxígeno. El proceso para producir metano (CH4), dióxido de carbono y
otros compuestos que implica la realización de una serie de reacciones bioquímicas,
donde participan una gran variedad de microorganismos, los cuales a una parte del
carbono lo oxidan completamente formando anhídrido carbónico y a la otra lo reduce
en alto grado para formar metano, siendo estables ambos compuestos.
Entonces, el biogás es principalmente metano y dióxido de carbono, y una suspensión
acuosa (bioabono) que contiene los componentes no degradados o parcialmente
degradados y restos inorgánicos inicialmente presentes en la biomasa.
Este proceso ocurre en el denominado "gas de pantanos" que brota en aguas
estancadas, el gas natural metano, en los yacimientos petrolíferos así como en el gas
producido en el tracto digestivo de los rumiantes. En todos estos procesos intervienen
las denominadas bacterias metanogénicas.
Aunque la digestión anaerobia es un proceso ampliamente conocido, en la práctica
existe todavía información limitada sobre los procesos químicos que la ocasiona y su
microbiología bacteriana.
Sin embargo, se puede afirmar en líneas generales que la digestión anaerobia se
desarrolla en cuatro etapas durante las cuáles la biomasa se descompone en moléculas
más pequeñas para la obtención de biogás y bioabono, como producto final, por la
acción de diferentes tipos de bacterias.
Estas son:
I. hidrólisis y fermentación: En esta etapa la materia orgánica es descompuesta
por la acción de un grupo de bacterias hidrolíticas anaerobias que hidrolizan las
moléculas solubles en agua, como grasas, proteínas y carbohidratos y las
transforman en monómeros y compuestos simples solubles.
II. Fermentación: Los productos de la hidrolisis son consumidos por las bacterias
fermentativas y luego excretadas principalmente en forma de ácidos grasos
196
volátiles (AGV) como por ejemplo acido acético, propionico, butírico, láctico y
valerico.
III. Acidogenesis y acetogénesis: En esta etapa los alcoholes, ácidos grasos y
compuestos cromáticos se degradan produciendo ácido acético, CO2 e
hidrógeno que son los substratos de las bacterias metanogénicas.
IV. Metanogénesis: Es la etapa más importante del proceso, pues en ella se
produce la remoción de la materia orgánica y la recuperación de energía en
forma de metano (CH4), CO2, hidrógeno, H2S y otros gases, a partir de la
actividad de bacterias metanogénicas. La concentración de hidrógeno juega un
papel fundamental en la regulación del flujo del carbono en la biodigestión.
En consideración a estas etapas, la degradación de la materia orgánica para producir
metano depende de la interacción de varios grupos diferentes de bacterias
Una operación estable del digestor requiere que estos grupos de bacterias se
encuentren en un equilibrio dinámico y armónico. Los cambios en las condiciones
ambientales pueden afectar este equilibrio, y resultar en un aumento de
microorganismos intermediarios puede inhibir todo el proceso. Esto tiene una
importancia extrema para comprender hacia qué direcciones se mueven los procesos
microbiológicos y bioquímicos y poder dirigir el sistema de digestión para producir
biogás.
Los microorganismos o bacterias que en forma secuencial intervienen en el proceso y
que se reconocen como cuatro grupos que poseen diferentes funciones catabólicas
sobre el carbono, en el proceso de degradación de la materia orgánica hasta el
metano, estos grupos son:
• Bacterias hidrolíticas, catabolizan sacáridos, fermentadoras, acificadoras.
• Bacterias acetonogénicas productoras de hidrógeno, catabolizan ciertos ácidos
grasos y productos finales neutros.
• Bacterias homoacetogénicas; catabolizan compuestos monocarbonados y/o
hidrolizan compuestos multicarbonos hacia la producción de ácido acético.
• Bacterias metanogénicas; catabolizan acetato compuestos monocarbonatos
para producir metano; contemplándose sólo cuatro géneros.
Casi todas las materias orgánicas pueden emplearse para la fermentación. Pero para
este caso particular se utilizará el purín de cerdo generado en la crianza de estos.
El proceso de fermentación metanogénica se podría explicar en tres etapas como
cuentan algunas bibliografías.
1ra Etapa: Período de producción intensiva de ácidos (acidificación). Se inicia con los
alimentos compuestos de mas fácil descomposición (grasas) exsite gran producción de
197
dióxidos de carbono (CO2), producción de ácido silfidrico (H2S), ácidos argánicos,
bicarbonatos. El PH se encuentra en la zona ácida 5.1 a 6.8
2da Etapa: Período de digestión de ácidos (Regresión, licuefacción). Ataque a los
ácidos orgánicos y compuestos nitrosos, producción de pequeñas cantidades de
dióxido de carbono (CO2) nitrógeno e hidrógeno. Producción de bicarbonatos y
compuestos amoniacales (Mal olor por el ácido sulfídrico, H2S). Gran parte de los
sólidos flotan y el PH se encuentra entre 6.6 y 6.8
3ra Etapa: Período de digestión intensiva o de fermentación alcalina, digestión de
materias resistentes, proteínas, aminoácidos, celulosa, etc. Producción de amoniaco,
sales de ácidos orgánicos y grandes volúmenes de gas, principalmente metano y
cantidades menores de dióxido de carbono (CO2) y nitrógeno. Pequeñas cantidades de
sólidos flotantes. El PH pasa a la zona alcalina 6,9 a 7,4
Normalmente en un digestor se cumplen las tres etapas. Para que en un proceso de
fermentación se realice en forma normal y vital, es preciso contar con la acción
conjunta y combinada de bacterias que producen metano y las que no lo producen.
El exceso o falta de cualquier grupo de bacterias y su función mas o menos activa o
inactiva, tienden a destruir el equilibrio cinético lo que lleva a la anormalidad o incluso
al fracaso del proceso de fermentación.
12.2.1 Factores que afectan la digestión anaeróbica.
Los principales factores que inciden en el proceso anaerobio están relacionados con
aquellos parámetros cuyo control permite un mejor crecimiento de la biomasa, un alto
porcentaje de la degradación de la materia orgánica y un volumen mayor en la
producción de Biogás.
a) Material de carga para fermentación: Se llama así a todos los desechos
orgánicos que se introducen dentro de un biodigestor para su degradación.
Pero para la fermentación los microorganismos metanogénicos necesitan
nutrientes para producir biogás, por ello es necesario contar con suficiente
material de carga para que el proceso de digestión no se interrumpa. La
materia orgánica que se utiliza como material de carga pueden dividirse en dos
grupos, las materias primas ricas en nitrógeno y las materias primas ricas en
carbono. El nitrógeno y las materias primas ricas en carbono, el nitrógeno se
utiliza como constituyente para la formación de la estructura celular, y el
carbono se utiliza como fuente de energía.
b) Nutrientes: La digestión anaeróbica por ser un proceso biológico requiere
ciertos nutrientes inorgánicos esenciales para el crecimiento de las bacterias.
198
En defecto de estos, el crecimiento está limitado. Los principales nutrientes
necesarios para el crecimiento de los microorganismos son el nitrógeno y el
fosforo.
c) Relación Carbono‐Nitrógeno (C/N): Los microorganismos siempre consumen
estos elementos en determinada proporción, medios por la relación carbono
nitrógeno que contiene la materia orgánica. Existen muchos criterios en lo que
refiere a esta relación, pero se reconoce en general como aceptable una
relación de 20‐30:1.
Para este caso, los purines de cerdo son ricos en nitrógeno, con la relación C/N
inferior a 25:1, durante la fermentación tiene una mejor velocidad de
biodegradación y de generación de gas; en cambio los residuos agrícolas son
ricos en carbono, con una relación C/N superior a 30:1, pero con una
generación más lenta de gas en el proceso de digestión
Relación aproximada de carbono a nitrógeno de los purines de cerdo.
Materia prima Contenido de carbono de las materias primas por
peso (%)
Contenido de nitrógeno de las materias primas por
peso (%)
Relación carbono a nitrógeno (C/N)
Estiércol de cerdo 7.8 0,6 13:01
En general, las materias primas en carbono producen más gas que las ricas en
nitrógeno, así mismo es más rápida la producción de gas a partir de materias
primas nitrogenadas (Purines), que las ricas en carbono (Ej: paja y tallos).
Mientras en los primeros 10 días de fermentación las materias primas
nitrogenadas generan de 34,4%‐46% del total de gas producido, las ricas en
carbono sólo aportan el 8,8%.
Por ello para conseguir un buen rendimiento de gas en forma constante
durante la fermentación, es conveniente combinar proporciones adecuadas de
materiales con bajo y alto rendimiento y de distintas velocidades de
generación; también es conveniente agregar las materias primas ricas en
nitrógeno a las materias primas de alta relación C/N, a fin de bajar esta
relación.
La relación C/N se puede calcular aplicando la siguiente fórmula:
… .… .
Donde
C = Porcentaje de carbono en la materia prima
199
N = Porcentaje de nitrógeno en la materia prima
X = Peso de la materia prima
K = C/N de la mezcla de las materias primas
Para el caso particular del proyecto, como se tiene sólo desechos de purines,
entonces no se necesitará utilizar la relación propuesta.
d) Concentración de la carga: Para la producción de gas, tratamiento de los
efluentes y operación del reactor no es conveniente que la carga a degradar
esté muy concentrada ni muy diluida, se recomienda una concentración de 5‐
10%. Sobre la base de los sólidos totales de la carga puede calcularse la
concentración de los lodos, la cantidad de agua que habrá que agregar y las
proporciones de los componentes referidos en los cuadros que se muestran a
continuación que nos muestran el contenido de sólidos totales de algunos
materiales de carga para los digestores.
Análisis de los resultados del purín efectuados por el Instituto Industrial de Micro Biología de
Shangai
Materia Renglones
% Sólidos
Totales (TS)Sólidos
Volátiles (VS) Grasas LigninaCelulosa Compleja Proteína
Estiércol Porcino Frescos % 27,4 20,97 3,15 5,8 8,88 3
Totales % 100 76,54 11,5 21,49 32,39 10,95
VS % ‐ 100 15,03 28,08 42,32 14,31
Fuente: El Biogás, 1996
Contenido de sólidos totales (en seco) en materiales de fermentación
Material Contenido Seco (%) Contenido hídrico (%)
Estiércol de cerdo 18 82
Fuente: El Biogás, 1996
e) Tiempo de retención hidráulico (TRH): Las bacterias requieren de un cierto
tiempo para degradar la materia orgánica y para que esto ocurra la misma debe
permanecer cierto tiempo en el digestor, si no se permite suficiente tiempo el
cultivo es diluido continuamente hasta que queda completamente lavado, el
tiempo óptimo está en función de la velocidad de crecimiento de la población
microbiana.
f) La temperatura: Es uno de los factores que tiene mayor relevancia en el
proceso anaeróbico, que define las zonas en donde el proceso puede llevarse a
cabo ya sea por la latitud y/o la altura. También ella es vista como el factor en
200
potencia para aumentar la eficiencia de los sistemas, principalmente cuando de
saneamiento se trata.
La temperatura afecta el tiempo de retención para la digestión y degradación
del material dentro del digestor, la degradación se incrementa en forma
geométrica con los aumentos de la temperatura de trabajo, además se
incrementa la producción de gas.
En general se distinguen tres rangos de temperatura para clasificar los procesos
anaeróbicos y cada uno presenta diferentes velocidades de carga orgánica
máxima. Régimen Psicrofìlico, temperatura de 8 a 20ºC, Mesofìlico de 20 a 40ºC
y Termofilico de 50 a 65ºC.
Para cada rango de temperatura existe una flora microbiana que predomina,
así que un cambio rápido de unos 10ºC en el proceso de fermentación puede
causar pérdidas significativas de actividad de los microorganismos La
sensibilidad de las bacterias meta genéticas respecto a cambios de temperatura
es mayor en el rango Termofilico. La mayoría de las bacterias que participan en
la producción de metano tienen una temperatura óptima en el rango Mesofìlico
a una temperatura cercana a los 35ºC. Se puede afirmar que la eliminación de
la materia orgánica es tres veces mayor a 36ºC que a 20ºC.
Tabla 12.9: Rendimiento del gas en digestores a distintas temperaturas
Material de carga Temperatura (°C) Producción de gas (m3/m3día)
Porcino + pastos 29‐30 0,55
Porcino + pastos 24‐26 0,21
Porcino + pastos 16‐20 0,1
Porcino + pastos dic‐15 0,07
Porcino + pastos menos de 8 Escasa
Tabla 12.10: Rendimiento de gas con purines a distintas temperaturas
Materiales Mesofílico (35°C) Ambiente (8‐25°C)
Estiércol de cerdo 0,42 0,25 ‐ 0,3
Una forma de aumentar la eficiencia del sistema es calentando el efluente, para
ello se hace circular agua caliente por un serpentín colocado dentro de la
cámara de fermentación, en este caso se hará circular agua caliente a 35°, esta
obtenida de la cogeneración.
Finalmente, el ciclo digestivo al ser mas rápido en altas temperaturas,
determina que la capacidad del digestor debe ser mayor a menores
temperaturas que a altas temperaturas.
201
Gráfico 12.7: Efectos de la temperatura y tiempo de retención v/s producción de gas. Fuente: Golueke (1977), Citado por Moreno,J.(1988)
g) Valor del pH: El valor óptimo para la digestión metanogénica es de 6,8‐7,4,
cuando baja de 6 o sube de 8 puede inhibir el proceso de fermentación o
incluso detenerlo. Normalmente cuando se trabaja con residuos domésticos y
agropecuarios, la dinámica del mismo proceso ajusta el pH.
h) Promotores e inhibidores de la fermentación: Los promotores son materiales
que pueden fomentar la degradación de la materia orgánica y aumentar la
producción de gas; entre ellos se tiene encimas, sales inorgánicas, se puede
emplear urea, carbono de calcio (CaCO3). Los inhibidores, son aquellos factores
que inhiben la actividad vital de los microbios.
Entre los promotores de la fermentación hay diversos tipos de materiales entre
ellos encimas, sales inorgánicas. Cuando se carga un digestor pequeño, es útil
agregar celulosa para promover el proceso y la producción de gas.
La urea y el carbonato de calcio han dado bueno resultado. El primero acelera
la producción de metano y la degradación de material, el segundo es útil para la
generación de gas y para aumentar el contenido de metano en el gas.
En relación a los inhibidores. Por la naturaleza biológica del proceso son mucho
los factores que afectan la actividad de los microorganismos. La alta
concentración de ácidos volátiles (más de 2000 ppm en la fermentación
mesofílica y de 3.600 ppm para la termofilica). La excesiva concentración de
amoníaco y nitrógeno, destruyen las bacterias, todo tipo de productos químicos
agrícolas, en especial los tóxicos fuertes aún en ínfimas proporciones podrían
202
destruir totalmente la digestión normal. Muchas sales como los iones metálicos
son fuertes inhibidores.
Tabla 12.11: Concentración inhibidora de inhibidores comunes
Inhibidores Concentración Inhibidora
SO4 5.000 ppm
NaCI 40.000 Nitrato (Según contenido de nitrógeno) 0.05 mg/ml
Cu 100 mg/l
Cr 200 mg/l
Ni 200‐500 mg/l
Detergente sintético 20‐40 mg/l
Na 3.500‐5.500 mg/l
K 2.500‐4.500 mg/l
Ca 2.500‐4.500 mg/l
1.000‐1.500 mg/l 1.000‐1.500 mg/l
Fuente: FAO, 1986
Para este caso, la fermentación será continua, esto resulta ser un proceso
ininterrumpido, el efluente que descarga es igual al material que entre, la
producción de gas es uniforme en el tiempo, este proceso se aplica en zonas
con rica materias residuales.
La característica mas importante es la alta dilución de la carga, de 3 a 5 veces
agua/excreta. Su manejo será hidráulico para controlar la entrada y salida del
residuo.
El digestor se carga diariamente adicionando nuevas cantidades de lodos
frescos.
Tabla 12.12: Esquema del proceso
Insumo Digestor Productos
Desechos Orgánicos alta
dilución →
Material líquido Microorganismos
Tiempo de Retención
→Biogás
Bioabono Líquido
Fuente: Tomado de Jacobe (1990)
La base fundamental para que se cumpla la digestión anaeróbica es la de
mantener la suficiente cantidad de lodos activados dentro del reactor, para que
al entrar en contacto con el material de carga, las bacterias que existan en ellos,
puedan ayudar a la fermentación y degradación de la materia orgánica.
203
i) Substancias Tóxicas: Los compuestos que se consideran tóxicos en un proceso
anaeróbico se pueden clasificar en tres categorías:
‐ Compuestos cuya toxicidad está relacionada con el pH, tales como
AGV, amoniaco, y H2S, todos ellos producto de la fermentación de la
materia orgánica.
‐ Compuestos con una inmediata y/o irreversible toxicidad, tales como
antibióticos, desinfectantes, bactericidas y muchos solventes
orgánicos.
‐ 3.‐ Compuestos que con un pequeño aumento en su concentración se
vuelven tóxicos como es el caso de los metales pesados.
12.2.2 Recurso Energético de la Empresa
El criadero de cerdos actualmente tiene una necesidad energética la cual está
satisfecha por tres recursos diferentes para las distintas necesidades: Petróleo, gas
licuado y electricidad de la red.
Los consumos diarios que posee la empresa son:
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico KWh 3.143
Consumo Térmico KWh 1.968
Consumo Gas Licuado lts 251
Consumo Petróleo lts 33,3
Potencia nominal eléctrica KW 599
Potencia nominal térmica KW 749
Nota: La potencia térmica se ha convertido de Kcal a KW.
Haciendo un resumen del consumo eléctrico y térmico que tienen los 15 planteles de
crianza a lo largo del día, los datos se podrían resumir de la siguiente manera como
figuran en la tabla siguiente.
Eléctrico KWh Horas KWh/día
Bajo consumo 73 13 943
Alto consumo 200 11 2.200
Total día 3.143
Térmico KWh Horas KWh/día
Duchas 16 4 64
Clima cerdos 79 24 1.904
Total día 1.968
Cuadro 12.2: Promedio y distribución general de consumos energéticos durante la
jornada.
204
El cuadro que se muestra anteriormente permitirá entregar el perfil a modo
esquemático de la necesidad eléctrica y térmica que posee la empresa a diario.
Cuyo grafico está representado como:
Gráfico 12.8: Perfil del consumo térmico y eléctrico durante las 24 hr.
Para el desarrollo de la pre factibilidad interesará el comportamiento de la necesidad
energética de la empresa, este, derivado en los dos perfiles graficados anteriormente.
El biodigestor será para la cogeneración, por lo tanto, la producción de electricidad y
calor deberá satisfacer parte o completamente la necesidad energética.
Se puede observar, que tanto el consumo térmico como eléctrico aunque decrece no
caen por completo, teniendo su pick entre las 7 de la mañana y las 17:30 horas, luego
baja considerablemente hasta las primeras horas de la mañana. En los períodos donde
existe el aumento en la tarifa eléctrica, la empresa no sustituye el medio de generación
como lo hace la industria en general incorporando un generador, sino que intenta
disminuir el consumo energético.
Para el caso de Chile, no existe ninguna normativa o código técnico en que obligue o
limite a una cierta generación determinada. Por ello, para este caso, se diseñará un
biodigestor que aproveche de generar la máxima energía que permita el residuo
disponible.
Entonces, debido a lo anterior se propondrá un biodigestor que aproveche todos los
riles producidos en los cuarteles de crianza, de modo de intentar satisfacer toda la
demanda térmica y eléctrica que posee la empresa, y en el caso que existiera un
diferencial sobrante de energía eléctrica, se intentará inyectar a la red eléctrica lo que
ayudará a rentabilizar la inversión.
Por tanto, para este perfil, no se definirá la instalación según una cierta necesidad
energética a satisfacer, sino que la energía producida dependerá de forma directa del
0
50
100
150
200
250
Consumo Electrico Kwh
Consumo Térmico Kwh
205
residuo con el que se cuenta, aprovechando de esta forma, todo el potencial que este
entregue.
12.2.3 Datos de Partida
El biodigestor a proponer se localizará en los terrenos de la empresa Agripor, esta se
sitúa en la región metropolitana, camino a Polpaico, zona de Chicauma.
El terreno con el que cuenta la propiedad es extenso y existe espacio suficiente para
una eventual implementación.
La instalación contempla la generación de energía térmica y eléctrica para
autoabastecimiento y el diferencial sobrante se inyectará a la red eléctrica.
La localización presenta las siguientes características geográficas y meteorológicas:
Latitud: 33.23º Sur
Longitud: 70.92º Este
Irradiación solar 4,4 Wh/m2
Altura aproximada de 550 metros sobre el nivel del mar
Clima seco, con temperaturas medías diarias promedio que oscilan entre 8º C
(invierno) y 25º C (verano).
Imagen 12.2: Posición del plantel de cerdos en el entorno
Si se tiene un mayor acercamiento y con foto aérea del recinto se tiene la siguiente
imagen.
206
Foto 12.3: Emplazamiento de la criadora de cerdos.
Foto 12.4: Superposición de la instalación en el terreno
12.2.4 Parámetros y Componentes a tener en Cuenta en el Diseño de un sistema Anaerobio.
Los cerdos, no logran digerir todo lo que comen, el 80 % del alimento que consumen lo
expulsan sin digerir, por lo que este % de desechos orgánicos se utiliza para producir
cerdaza con la cual se utilizará para alimentar ganado de engorde (No se usa para
ganado lechero porque contiene pelos del cerdo, estos hace que las vacas se les
formen pelotas en el estomago lo que les provoca por obstrucción de los intestinos la
muerte después de dos años. El ganado de engorde se sacrifica antes de ese tiempo,
pero el lechero no).
A la hora de diseñar un sistema de tratamiento anaeróbico es importante tener en
cuenta algunas características del agua residual que afectan el diseño del proceso.
Entre las características mas representativas se tiene:
207
Concentración de la DQO en el agua residual. (Concentración de la materia orgánica).
La operación del digestor depende de la carga hidráulica (caudal), este es el arrastre de
bacterias, factor limitante del sistema.
‐ La operación del digestor depende de la carga hidráulica (caudal) o sea, el
arrastre de bacterias es el factor limitante del sistema. Las velocidades de las
reacciones bioquímicas son limitadas por restricción del sustrato.
‐ La operación del biodigestor depende de la velocidad de la carga orgánica. O
sea, la posibilidad de sobrecargar la capacidad de las bacterias metano
genéticas es el factor limitante del sistema.
‐ La operación también depende de la velocidad de la carga orgánica, pero es
necesario aplicar dilución del agua residual o recirculación del efluente con los
siguientes fines:
o Mantener una mínima velocidad hidráulica.
o Evitar formación de zonas acidas y mala mezcla.
La DQO en sus distintas concentraciones entrega los siguientes parámetros:
o Concentración baja: menor de 1 gr/lt.
o Concentración mediana: de 1 a 20 gr/lt.
o Concentración alta: mayor de 20 gr/lt
- Componentes de un biodigestor
El digestor es una planta de fermentación anaeróbica, para la fabricación de biogás,
está compuesto por las siguientes partes:
‐ Pileta de carga: En la pileta de carga se deposita y homogeniza la mezcla con la
que se alimenta el digestor. Esta pileta es pequeña y de poca profundidad, la
mezcla pasa por un tubo o dos, que la comunica con el digestor.
‐ Tanque Digestor: Es un tanque cerrado herméticamente, para el caso que se
plantea se construirá bajo el nivel del suelo para lograr un adecuado
aislamiento térmico. Por un extremo está conectado con la pileta de carga,
mediante uno o dos tubos, y por el otro extremo con la pileta de descarga,
también mediante otro u otros dos tubos. En la parte superior posee conectada
una pequeña tubería de metal para la evacuación del gas producido, este se
dirigirá un tanque de almacenamiento.
‐ Pileta y pozo de descarga: En la pileta y pozo de descarga se recibe la mezcla ya
procesada que sale del tanque digestor. Este pozo es profundo y su
profundidad es mayor que la del tanque digestor. Por arriba es abierto para
que sea posible recoger y retirar el bioabono.
208
‐ Sistema y almacenamiento del gas: Consiste en una tubería conectada a la
parte superior del tanque digestor y que conduce al tanque de almacenamiento
el gas producido. Este deberá tener una válvula de seguridad, y una válvula de
paso conectada después de la válvula de seguridad. Para eliminar el acido
sulfhídrico (H2S) que se produce en el digestor se deberá introducir en la
válvula de seguridad lana de acero, puesto que este ácido corroe el metal de
los artefactos. (El tanque de almacenamiento puede ser de hormigón, ladrillo e
incluso una bolsa de caucho).
Existen muchos tipos de digestores, entre ellos está el modelo Chino, modelo indio,
modelos horizontales, modelos de Batch por lotes. Pero para este caso se necesita un
digestor de alta carga con un tanque de digestión continuo.
Se eligió un digestor que mantuviera un flujo constante de entrada al igual que el
efluente, de modo de intentar que la producción de biogás sea permanente y que
minimice los esfuerzos de mantención.
Tabla 12.13: Velocidad de generación de gas a partir de purines de cerdo
Días de fermentación 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Tasa de generación
(m3/KgTS)
Residuo Porcentaje del volumen total de gas generado (%)
Estiércol de cerdo 46,7 78,1 93,9 97,5 99,1 100 ‐ ‐ ‐ 0,478
Fuente: Biogás (1986)
La composición del biogás viene dada por el tipo de desecho utilizado y las condiciones
en que se procesa. Su composición promedio se resume a continuación:
Composición promedio del Biogás
Componentes % en volumen
Metano (CH4) 50‐75
Dióxido de Carbono (CO2) 25‐45
Agua 2 (20ºC) – 7 (40ºC)
Nitrógeno (N2) <2
Oxigeno (O2) <2
Ácido Sulfhídrico (H2S) <1
Hidrógeno (H2) <1 Fuente: CNE, Chile
El metano es el componente energético útil y del contenido de éste depende el valor
combustible del biogás (poder calorífico 5.355 Kcal/m3 aproximadamente)
Tabla 12.14: Valores promedio en la composición materia fresca purín de cerdo
209
Fuente: Guía de los tratamientos de las deyecciones Ganaderas, Generalitat de Cataluña, (2004)
12.2.5 Cálculos e Ingeniería del sistema
Para calcular el caudal se considera la cantidad de cerdos que existen, para luego
determinar la producción de estiércol por animal.
Para tal determinación se sabe, que en Chicauma existen 40.000 de cerdos año, lo que
refleja un volumen de 95 m3 de purines diarios* (*Dato entregado por la empresa).
Caracterización de los purines de cerdos, INIA – La Platina. El valor promedio de sólidos
(en peso seco a 60°C) es de 71,7 (Kg animal/año).
Para ello se ha tomado en consideración lo siguiente:
Tabla 12.15: Volumen de Estiércol generado por animal según el peso
Tipo de ganado (plaza) Estiércol líquido y Semi‐líquido
(m3/año)
Cerda en ciclo cerrado (incluye su madre y su descendencia hasta el final del cebo)
17,75
Cerda con lechones hasta destete (de 0 a 6 Kg.) 5,1
Cerda con lechones hasta 20 Kg. 6,12
Cerda de reposición 2,5
Lechones de 6 a 20 Kg 0,4
Cerdo de 20 a 50 Kg 1,8
Cerdo de 50 a 100 kg 2,5
Cerdo de cebo de 20 a 100 kg 2,15
Por lo tanto, el volumen total de purines será de:
→ 40.000 * 71,7 = 2.868.000 Kg/año
Esto corresponde a 7.858 Kg/día
El contenido llevado en agua es la diferencia entre lo sólidos totales y el total de la
materia fresca, por lo tanto el resultado es equivalente a:
210
→ 95 m3 diarios de purines. Se tiene que la densidad aproximada del purín es
1.048 Kg/m3, entonces se tiene que:
→ 95*1.048 = 99.560 Kg/día
Por lo tanto, el agua mas la orina equivalen a:
→ 99.560 Kg/día – 7.858 Kg/día = 91.702 Kg/día de agua y orina de cerdo.
Los sólidos totales se tomarán como: 12.67 gr/kg → lo que equivale a 7.858 Kg/día
12.2.5.1 Dimensión Digestor Anaerobio
Dilución: El desecho orgánico debe diluirse en agua para poder alimentar el biodigestor
y facilitar la acción de las bacterias anaeróbicas para que se pueda producir Biogás, y
fertilizante. La dilución recomendada actualmente es de 1:3 a 1:4 para evitar natas en
el digestor que dificulten o impidan la salida del gas.
Tiempo de retención: El tiempo de retención depende del clima del lugar, para clima
caliente con temperaturas promedio arriba de 28ºC, de 20 a 30 días, para clima
templado con temperaturas promedio arriba de 18ºC y menores de 28ºC, de 30 a 45
días y para clima frio con temperaturas promedio abajo de 18ºC, de 45 a 60 días.
El volumen total de un biodigestor está integrado por el volumen líquido (efluente) y el volumen que ocupa el gas producido. Para determinar el volumen se presenta la siguiente ecuación. Fuente: Producción de biogás‐Construcción de un biodigestor. Edgar Cáceres, Cursos por Internet, 2010.
í
Siendo
→ = 0.75 VT
→ = 0.25 VT
→ = VL/3
Para el estiércol de cerdo, supondremos una dilución ideal de 1:4, por lo tanto se
tiene:
= 7.858 + 4 * 7.858 = 39.290 lt/día
Como se sabe que la empresa posee una cantidad de purines de 95 m3. Entonces se
tienen que lograr respetar la proporción indicada anteriormente de 1:4. Por ello
implicará incorporar un separador o criba que permita separar los purines a la
proporción deseada.
Figura 12.7: Separador de riles
211
Fuente: Guía de tratamiento de las deyecciones ganaderas, 2007
Como la empresa está emplazada en una zona más bien fría, se considerará un
promedio de 18° anuales, por lo tanto, se supondrá una retención dentro del
biodigestor de 40 días. El volumen liquido ( ) resultante del digestor para retener el
efluente durante este periodo de tiempo será de: fuente: Producción de biogás‐
Construcción de un biodigestor. Edgar Cáceres, Cursos por Internet, 2010.
í í ∗ ó
39,3m3 ∗ 40 1.572m3
3
1.5723
524 3
1.5721.5723
2.096 3
Entonces, el volumen total será de 2.096 m3 ≈ 2.100 m3.
12.2.5.2 Cálculo de la Velocidad del Efluente
Los purines a diferencia de otros fluidos se generan en los cuarteles de crianza. Por lo
tanto estos deben ser canalizarlos hasta los sistemas de tratamiento, existen
principalmente dos maneras. Por sistema cerrado y por sistema través de canales
abiertos.
Primero se abordará el primer sistema:
í í á
∗ ∗ ∗ ∗
212
Donde
Masa
= Gravedad
= Altura efluente
= Velocidad
Si se supone que la altura del efluente al digestor es de 1 metro, entonces la velocidad
de descarga a la salida de la tubería es de:
→ 9,8 ∗ 1 ∗ 2→ 4,43 /
Se tiene que:
. ∗
→ . ∗ 4,4 → ∗ ∗ 4,4 → 1,1 /
Entonces,
→ 1,1 ∗ ∗ 4,4 → 28
También podría contemplarse una sección abierta:
En la siguiente figura se muestra las geometrías más comúnmente usadas para canales
abiertos.
Para dicho cálculo se tiene:
Entonces el volumen de 95 m3 día repartido en 24 horas resultan (86.400/39.285), 2,2
litros por segundo, esto implica que la canaleta abierta podrá ser de:
→ ,
213
→ 25
Además, se agregarán los siguientes parámetros como aporte para el proyecto, estos
se dejarán planteados como dato para una ingeniería posterior.
El volumen de fango se puede determinar en función de los sólidos suspendidos
volátiles y el caudal.
∗∗
Donde
Sólidos suspendidos volátiles, Kg/m3
Densidad de los lodos, Kg/m3
Coeficiente de producción máxima medida durante cualquier período
finito de la fase de crecimiento exponencial, definido como la relación entre la
masa de células formadas y la masa de sustrato consumido, masa/masa.
Otro parámetro de gran importancia es la carga volumétrica, la cual se calcula en base
a la carga de DBO y el volumen. Este se determina a través de la siguiente ecuación.
∗
Donde
Carga volumétrica, Kg/m3d
Volumen del Digestor, m3
Conociendo el volumen necesario de 2.100 m3 y la profundidad del digestor que será
de 8 metros, el diámetro viene dado por:
∗ ∗
Donde
Radio, m
Profundidad, m
Entonces:
→ 9,2
214
Esquema 12.6: Esquema del digestor propuesto
12.2.5.3 Balance Hidráulico
A partir del diagrama de flujo de la planta y dimensionadas las distintas unidades que
conforman esta, es posible realizar los cálculos hidráulicos. Estos cálculos se emplean
para el dimensionamiento de los conductos y canales de conexión entre equipos.
En cualquier sistema de tuberías, además de la pérdida de carga por fricción a lo largo
de estas, existen pérdidas menores o localizadas debido a la entrada o salida de
tuberías, ensanchamiento o contracción brusca, curvas, codos, tés, válvulas abiertas o
parcialmente cerradas y ensanchamientos o contracciones graduales, entre otros.
El principal propósito es evaluar los cambios de presión que resultan del flujo
incompresible en tuberías, ductos y sistemas de flujo.
Para la realización de balances es imprescindible contar con la ecuación de Bernoulli.
∗∗
∗
∗
Donde
Son las presiones en la parte inicial y final del sistema
Son las velocidades en la parte inicial y final del sistema
Son las alturas del estanque inicial y final Pérdidas de carga Aceleración de gravedad
Al realizar un balance hidráulico, se deben considerar diversos parámetros
relacionados con las características del flujo, estos parámetros se describen a
continuación.
215
El Número de Reynolds describe las características del flujo (laminar, transición o
turbulento), este número se obtiene de la siguiente forma:
∗ ∗
Donde
Velocidad superficial del fluido, m/s
= Densidad del fluido, Kg/m3
= Diámetro del conducto de transporta del fluido, m
= Viscosidad del fluido, N‐s/m2
Para determinar el factor de rozamiento (ƒ), se debe considerar la rugosidad relativa de
la tubería (e/D), además del valor del número de Reynolds, con estos parámetros se
puede obtener el factor de rozamiento a través del diagrama de Moody o en
ecuaciones como la de Haaland, ecuación siguiente.
,,
,
,
Donde
= Factor de Fricción (A dimensional)
Rugosidad (A dimensional)
La velocidad medía (V0) del fluido en la tubería viene dada por:
´
∗∗
Donde
Q Caudal, m3/s
A´ Área tubería, m2
Para determinar la pérdida de carga total se debe considerar la sumatoria de todas las
pérdidas mayores y menores, de la siguiente forma.
Donde
h Pérdidas de carga totales, m h Pérdidas de carga mayores, m
216
h Pérdidas de carga menores, m
Para los cálculos anteriores será conveniente desarrollarlos al momento de la
ingeniería de detalles puesto que dependerá exclusivamente del diseño acabado de la
instalación, con la que no se cuenta en la presente pre‐factibilidad.
12.2.5.4 Mezclador y Bomba
El mezclado es muy importante en un digestor ya que un buen equipo mezclador
acelera la digestión porque consigue los siguientes objetivos:
‐ Mantenimiento de la homogeneidad del contenido del reactor. ‐ Prevención de la formación de costras. ‐ Utilización máxima del contenido total del digestor y disminución de sólidos
inertes en el fondo.
Un agitador instalado en un tanque de digestión suspende el material orgánico y evita
la formación de una película flotante o costra. La formación de la costra que puede ser
peligrosa ya que hace que el metano no vaya a la superficie del reactor. El agitador
debe tener un motor ATEX debido a la alta presencia de metano en la reacción.
El objetivo del agitador es crear una recirculación vertical de abajo a arriba, para ello,
la cantidad de mezcladores y el tipo a utilizar dependerá de las características propias
de cada digestor. Los agitadores deberán ser dimensionados por la ingeniería de
detalles.
Figura 12.8: Esquema de un agitados de dos hélices
Para el cálculo del agitador se deberá calcular el Caudal Vehiculado y la potencia absorbida, estas expresadas por las siguientes ecuaciones.
∗ ∗
∗ ∗ ∗
217
Donde
Diámetro tanque, m n Velocidad agitador, s N Número de potencia N Número de caudal
ρ Densidad, Kg m3 P Potencia absorbida, W
La boca de salida de los purines se encuentra en la parte alta de biodigestor, conectada
con el fondo de este por una cortina o tubería que impide que le entre aire al digestor.
El efluente tratado es menos denso que el que está en proceso, por lo tanto, este será
el que llegue a la parte alta al momento de la descarga diaria. El purín más denso
continúa dentro del digestor en los tiempos de residencia apropiados.
Del efluente que sale del digestor se separan los abonos sólidos, BIOSOL y los líquidos
BIOL. Los primeros se desecan y se venden o utilizan para uso interno como abono
orgánico. Y los segundos se utilizan en riego en las plantaciones de la granja o se les da
un tratamiento aerobio y se drenan a un canal o rio.
12.2.6 Producción de biogás diaria
Se considera como sólidos totales los 7.858 Kg/día. Por bibliografía se tiene que los
sólidos volátiles (SV) corresponderán al 80% de los ST.
Por lo tanto se tiene que los sólidos volátiles (Kg/m3):
→ 7.858 * 0,8 = 6.286 Kg SV/día
Producción de biogás (m3/Kg SV m3 Día): Depende de la cantidad de SV que haya en la carga de estiércol diaria multiplicado por un factor de referencia bibliográfica (Fuente: Empresa Genera4) el que indica que los litros de biogás equivalen a 420 por cada Kg de sólidos volátiles. Por lo tanto.
. á í í
∗
∗.
→ 6.286 Kg/ Sv/día * 420 lt Biogás/ Kg SV = 2.640.120 lt Biogás = 2.640,1 m3 Biogás/día
Esto es equivalente a:
→ 2.640,1 / 24 = 110 m3 Biogás/hora
→ El poder calorífico del biogás se considerará de 5.335 Kcal/m3
218
Comprobando por otro método se tiene:
La cantidad de kilogramos de DQO que se generan por día se estima utilizando la
concentración de DQO de la excreta. La finca genera 7.858 kg de excreta bruta con una
concentración de 140 gr/Kg de DQO. (. Dato bibliográfico, Tabla 12.14)
Primero se calcula la carga orgánica:
CO ∗
140 ∗ 39.290
5.5 deDQOpordía
∗ 3 á ∗ 480 5,5 ∗ 480 2.6403 á
í
* Fórmula tomada de la Fuente: Identificación y Clasificación de los distintos tipos de Biomasa
disponibles en Chile para la Generación de Biogás. CNE, Chile, 2007.)
12.2.6.1 Gasómetro
El gasómetro se utiliza para la regulación de la presión del gas, establecen el equilibrio
de presión entre la producción y el consumo. Estos pueden ser de baja presión como
de alta presión. Para el proyecto se utilizará el gasómetro de baja presión, estos son de
tipo flotante en donde la presión interna se establece por el propio peso de la
estructura flotante. Esta compresión está entre 7,5 y 30 cm de columna de agua, en la
parte superior se debe colocar una válvula de seguridad para evitar el vacío y el exceso
de presión.
En lo que se refiere a la distribución del gas, para llevar este, desde donde está
almacenado a los puntos de consumo o de generación térmica y eléctrica, se necesita
una presión inicial que varía de 100 cm a 10 cm de columna de agua. Cuando se
dispone de gasómetro se debe trabajar con presiones bajas, el sistema debe
proyectarse con la mayor sencillez evitando codos y accesorios innecesarios, la
velocidad para conducir el gas debe estar entre los 3 a 10 m/s.
El gas que se genera en el proceso puede tener una amplia gama de aplicaciones, en
este caso para la calefacción de cerdos, generación de ACS y producción eléctrica tanto
para autoconsumo como inyección a red.
12.2.6.2 Volumen del Gasificador
Se calculará el volumen del gasificador por la fórmula de gases ideales, sabiendo que el
biogás no pertenece a dicha clasificación, se hará la suposición que el biogás pertenece
a los gases ideales, y cuyo valor del resultado podrá ser tomado como aceptable.
219
Se supondrá una presión de 3 atm. y una temperatura de 20º C. Se deberá considerar
el número de moles teóricos que se están produciendo, por ello se deberá volver a
aplicar la fórmula al volumen de gas que se está produciendo. Para ello se supondrán
condiciones reales de gas, es decir, una presión de 1,23 atm y una temperatura de
25ºC. Para los cálculos se supondrá que 1 m3/h de gas equivalen a 1000 lt/h.
∗ ∗ ∗
Donde
= Presión
Volumen
= Moles de gas, 22,4 litros a 0ºC y a 1 atmósfera
Constante universal de gases ideales (8,205746*10^‐5 (m3*atm/k*mol))
= Temperatura absoluta
Por lo tanto se tiene:
Si el gas producido es 2.640.120 lt Biogás/día, y suponiendo que la energía a utilizar es
durante las 24 hora, entonces se tiene que el volumen producido cada hora es de
110.005 lt Biogás/hora.
→ 1,23 (atm)* 110.005 (l/h) = n (mol) * 0,0825746 (l*atm/K*mol) * 298,15 (K)
n = 135.306,15/24,5 = 5.522,7 moles teóricos de biogás por hora.
Se elegirá un gasómetro de doble membrana flexible. Consiste en una solución
apropiada que entrega robustez, seguridad y poco mantenimiento.
Su volumen dependerá del tiempo de almacenamiento de biogás, en este caso será de
dos veces la cantidad de moles teóricos producidos durante todo el día, serán
almacenados en el gasificador a las condiciones descritas de modo de asegurar el
abastecimiento eléctrico contante para auto consumo y/o inyección a red
dependiendo la necesidad eléctrica de la planta en cada momento.
Tamaño gasómetro = (2 * 5.522,7 moles * 24 horas) = 265.089,6 moles a almacenar en el gasómetro.
Por lo tanto:
→ 3 atm. ∗ (l) = 265.089,6 (mol) * 0,08205746 (l.atm/K.mol) * 293,15 (K)
→ = 2.125.589,5 (l) = 2.125,6 m3 (Volumen gasificador)
12.2.6.3 Geometría del Gasificador
220
El gasificador será de forma prácticamente esférica por lo tanto, se puede determinar
el radio esférico interior aproximado.
∗ ∗ .
→ 2.125,6 = 4/3 * 3,1416 * r^3
→ 507,7
→ rádio = 7,87 mt ≈ 8 mt
Figura 12.9: Gasómetro de doble membrana de 2.125,6 m3
Se deberá incluir la incorporación de un soplador que entregue la presión necesaria
que permita propulsar el biogás hacia el generador. Este no será abordado en la
presente pre factibilidad.
12.2.7 Energía Producida
Para estimar la cantidad de energía que se puede recuperar desde el biogás generado
a partir de la materia orgánica de los purines de cerdo, se deben considerar los
rendimientos de energía térmica y de energía eléctrica, así como también los
rendimientos de los equipos de recuperación de calor de los equipos de transferencia
de calor que captan la energía disipada del motor en forma de calor.
Anteriormente se ha calculado la generación de metano que se producirá, esta es de:
→ BG = 2.640,1 m3/día
Se supondrá una densidad del metano de 1,98 Kg/m3, por lo tanto se tendrán al día:
El poder calorífico del biogás se considerará de: á 5.335 Kcal/m3
221
A continuación se adjunta la tabla con los procesos de aprovechamiento de la energía
dada por un generador en calor y electricidad. (Fuente: Identificación y Clasificación de los
Distintos Tipos de Biomasa Disponibles en Chile para Generación de Biogás, CNE, Chile, 2007)
Circuitos de aprovechamiento energético
Fases o circuitos Rendimiento Motor Aporte Sistema Rendimiento
Eléctrico 38% ‐ ‐
Térmico gases 32% Caldera recuperación 65%
Térmico de refrig ‐ Agua caliente 20% Intercambiador calor 98%
Térmico de refrig ‐ Agua fría 10% Intercambiador calor 98%
Luego, la energía eléctrica teórica generada con un rendimiento del 38%, es según la siguiente expresión:
3. á
í∗ á 3
∗
2.640,1. á
í∗ 5.335 ∗ 0,38
5.352.2748í
= 5.352.2748/24 223.011,4Kcal/h
La 1 Kcal/h equivale a 0,001163 KWh, entonces:
259,36 ) Respecto de la recuperación de calor desde los gases de escape de la combustión del biogás. Se considera que la energía disipada es de =32% de la energia aportada por el combustible, la que a su vez pasará por la caldera de recuperación que tiene un rendimiento de =65%.
1 3. á
í∗ á 3
∗ ∗
1 2.640,13. á
í∗ 5.335
3∗ 0,32 ∗ 0,65
1 2.929.666,2 í
= 2.929.666,2 /24 122.069,4Kcal/h
1 141,96
Agua de Enfriamiento Motor:
222
Además, se puede recuperar calor del agua de alta temperatura (entre 85 y 99°C) proveniente del sistema de enfriamiento, y la energía disponible es de un =20% que pasará por un intercambiador de calor tiene un rendimiento de =98%, entonces.
2 3. á
í∗ á 3
∗ ∗
2 2.640,13. á
í∗ 5.335
3∗ 0,2 ∗ 0,98
2 2.760.646,96 í
= 2.760.646,96 /24 = 115.026,96 kcal/h
2 133,8 )
De los 2.640,1 . á
í, finalmente, se puede recuperar calor del agua de
enfriamiento de baja temperatura (Entre los 40° y los 70°C), considerando que el =10% de la energia aportada por el combustible esta disponible y que pasará por un
intercambiador de calor que tiene un rendimiento de =98%. Luego, la energía disponible es:
3 2.640,13. á
í∗ 5.335
3∗ 0,1 ∗ 0,98
3 1.380.323,5 í
= 1.380.323,5 /24 = 57.513,5
3 66,9
Esta energía de baja temperatura se intentará utilizar para calentar el reactor a través
del intercambiador de calor, para ello, lo óptimo será elevar la temperatura de la
mezcla a unos 35°C, esto favorecerá la producción de biogás.
La energía térmica total cogenerada a partir de los sistemas de enfriamiento, será la
suma de la energía de ambos sistemas tanto de baja como alta temperatura.
23 é 133,8 66,9 200,7 La energía térmica total cogenerada será la suma de la energía de gases y la energía de
agua de enfriamiento de alta temperatura.
123 é 133,8 66,9 141,96 342,6
Finalmente, la energía total cogenerada a partir de biogás correspondiente a los purines de cerdos, y da como resultado:
259,36 é 342,6 é
223
602
En resumen, la energía producida por la instalación está representada en la tabla que
se adjunta a continuación.
(KWh) (KWh/día) (KWh/año) (Mwh/año)
Energía térmica 342,6 8.222,4 3.001.176 3.001
Energía eléctrica 259,4 6.225,6 2.272.344 2.272
Tabla 12.17: Energía térmica y eléctrica que produce la instalación
Se adjunta la tabla con la energía final disponible para auto consumo y para la venta,
esta se muestra como sigue:
Necesidad energética
día (KWh/día) Producción diaria generada por
el biodigestor (KWh/día) Energía disponible
para venta (KWh/día)
Energía térmica 1.968 8.222,4 ‐
Energía eléctrica 3.143 6.225,6 3.082,6
Tabla 12.18: Necesidad diaria en plantel v/s energía satisfecha con la instalación
Una vez auto abastecida toda la necesidad energética de los galpones de crianza y de
las instalaciones, existirá un diferencial sobrante de energía térmica y eléctrica del
proceso de cogeneración. La energía térmica no se podrá vender, sin embargo la
energía eléctrica sobrante una vez auto abastecida la empresa podrá ser inyectada a la
red eléctrica. De este modo será un aporte para ayudar a rentabilizar la inversión.
Dichos cálculos serán planteados en la sección de evaluación económica.
En la ingeniería se deberán calcular las bombas de agua caliente para transportar los
fluidos a los distintos puntos del proceso, como los intercambiadores de calor.
12.2.7.1 Grupo generador
Para evaluar la energía cogenerada a partir del biogás se tomará en consideración el
motor de combustión interna de cuatro tiempos. Este representa las mejores
condiciones para las características del proyecto.
La transformación de la energía del combustible en energía eléctrica varía entre un 30
y 40% a través del eje acoplado al motor. El calor recuperable está constituido por
intercambiadores de calor que se instalan en el sistema de refrigeración del motor.
Como se pudo adelantar en la sección de los cálculos, los motores requieren 2 sistemas
de refrigeración, uno que opera entre los 85 y 99°C y otro que opera entre 70 y 40°C.
Estos sistemas enfrían los cilindros del motor, aceite refrigerante y el aire comprimido
de entrada y además se podrán aprovechar para otros procesos como es el caso de
224
energizar el intercambiador de calor al interior del biodigestor. Esta etapa representa
alrededor del 30% de la energía suministrada al motor por el combustible.
La otra etapa de recuperación de calor la representan los gases de escape producto de
la explosión que se lleva a cabo en los cilindros del motor. Estos salen a una
temperatura que fluctúa entre los 350 y 550°C y representan entre un 25 y 35% de la
energía aportada por el combustible al motor.
Figuras 12.9A‐12.9B: Balance energético global de un motor de combustión interna
Fuente: Potencial de biogás en Chile, Gob. De Chile, 2007
Se supondrá un rendimiento de la caldera de recuperación de un 65% y del intercambiador de calor de un 98%.
Este sistema posee los siguientes elementos:
‐ Una caldera de recuperación de calor acuotubular, lo que significa que los gases
provenientes de la combustión rodean los tubos por los cuales circula el agua.
Esta posee un domo donde se almacena el vapor para luego ser enviado a los
consumos a unos 10 bar. (Esto en caso de cogenerar para vapor)
225
‐ Un economizador, se denomina así porque sirve para calentar previamente el
agua aprovechando el calor contenido en los gases de escape.
‐ Un radiador remoto que asegura la temperatura de operación del motor.
‐ El intercambiador de calor por donde pasa el agua caliente del circuito de
refrigeración de alta temperatura del motor y otro intercambiador por donde
pasa agua, pero de menor temperatura del orden de los 50°C que puede ser
utilizado para mantener la temperatura de 35°C de los reactores encargados de
la producción del biogás.
‐ Un ablandador dispositivo por el cual se hace circular el agua para reducir sus
impurezas.
‐ Un estanque de purgas disminuyendo las sales remanentes en el agua, un
desgasificador que extrae los gases disueltos en el agua especialmente CO2 y
O2.
‐ El grupo generador eléctrico (GGE) debe generar la energía eléctrica y térmica
al quemar todo el biogás disponible. Dichas energías deben ser aprovechadas
en su máxima capacidad como el calentamiento de los lodos, climatización
galpones de crianza, calefacción instalaciones de operarios y para la producción
de electricidad para auto consumo e inyección a red.
El grupo generador a Biogás, se instalará dentro de contenedor insonorizado de
40”, además considera sistema de control y sincronismo entre grupo/red. Este está
equipado con tablero de control el cual proporcionará protección y monitoreo de
cada unidad. La potencia eléctrica del generador es en 50 Hz a 1500 r.p.m.,
potencia prime ISO.
Generador
Tipo generador Motor a combustión interna de 4 tiempos
Potencia generador 260 KW
Generación eléctrica 220/380V ‐ 50 Hz
Temperatura entrada del agua 20 a 30°C
Temperatura de salida del agua caliente 60 a 99°C
Potencia entrada 400 KW
Operación 24 h/día
Tabla 12.20: Datos generales del generador
226
12.2.8 Layout de la instalación y planos generales
A continuación se adjunta el esquema del biodigestor propuesto.
Figura 12.10: Esquema general o layout de la instalación.
Plano 12.4: Esquema del circuito eléctrico del generador (Fuente: Finning)
227
Plano 12.5: Planta digestor propuesto con dimensiones generales
Plano 12.6: Perfil de la instalación propuesta.
228
Plano 12.7: Plano de la planta con los elementos que incluye la instalación
229
El biogás es combustible, y un metro cubico de biogás corresponde energéticamente a
unos 0,6 L/gasoil. El proceso se puede hacer alrededor de los 35°C (Régimen
mesofílico) o alrededor de los 55°C (régimen termofílico). Parte del gas producido se
utilizará para mantener la temperatura a los 35°C.
Características más representativas de la digestión anaerobia:
‐ Reduce la concentración de materia orgánica
‐ Reduce los malos olores de las deyecciones
‐ Reduce el contenido de sólidos
‐ Reduce el contenido de microorganismos patógenos (especialmente en
régimen termofílico, a 55°C)
‐ La fracción de nitrógeno en forma amoniacal aumenta
Ventajas:
‐ Producción de energía si se aprovecha el biogás producido. Balance
energético positivo.
‐ Estabilización parcial de la materia orgánica.
‐ Mineralización parcial de la materia orgánica (carbono y nitrógeno).
‐ Homogeneización.
‐ Higenización parcial.
‐ Control y reducción de malos olores.
‐ Disminución de emisiones incontroladas de gases de efecto invernadero.
‐ Mejoras de la eficiencia de otros proceso de tratamiento a los que pueden
someterse las deyecciones después de pasar por la digestión anaerobia,
como puede ser concentración/evaporación o stripping (arrastre) de
amoníaco.
Inconvenientes:
‐ Por ser sistemas cerrados, estancos y con la infraestructura necesaria para
el control y el aprovechamiento de gas producido, requieren inversiones
elevadas.
‐ Debido al equilibrio necesario entre poblaciones bacterianas, necesita
supervisión técnica periódica.
‐ Baja velocidad de crecimiento de microorganismos (Requiere tiempos
elevados de retención, de 15 a 70 días y grandes volúmenes de reactores).
‐ Sensible a la presencia de muchos compuestos inhibidores o tóxicos
(Nitrógeno amoniacal, metales pesados, ácidos grasos volátiles, ácidos
grasos de cadena de larga, pH, antibióticos y desinfectantes, sulfuros, etc).
‐ No se elimina nitrógeno.
Rendimientos
230
Aparte de la producción de biogás, el proceso afecta al contenido de materia orgánica
del efluente digerido y a la transformación de nitrógeno orgánico en amoniacal.
Cuadro 12.2: Rendimientos típicos que se pueden obtener en la digestión anaeróbica
de purines de cerdos de engorde a 35°C con un tiempo de retención de 20 días.
12.2.9 Estudio económico
La energía producida por un biodigestor depende de tres factores principales: la temperatura, la carga orgánica y el tiempo de residencia de la carga orgánica en el digestor. En el caso de la instalación proyectada, se ha estimado una producción diaria de 270,2 KWh eléctricos. Una vez satisfecha la necesidad energética de la planta, la empresa pretende inyectar a la red aquella energía sobrante. En la siguiente tabla, se muestra el presupuesto simplificado de los diferentes equipos y materiales que se utilizarán para la construcción de la instalación fotovoltaica. A continuación se adjunta el presupuesto simplificado de la inversión a realizar.
Presupuesto Biodigestor Cantidad Unidades Precio unitario Total
Entrada de acopio 15 m3 180 2.700
Salida de acopio 15 Ud 180 2.700
Biodigestor obra civil 225 Ud 180 40.500
Canaleta 100 m 110 11.000
Gasómetro 1 Ud 250.000 250.000
Generador, 260 Kw 1 Ud 420.000 420.000
Agitador 1 Ud 30.000 30.000
Válvulas 1 Ud 62.400 62.400
Tuberías 1 Ud 78.000 78.000
Intercambiador de calor 1000 m 100 100.000
Fittings 1 Ud 31.200 31.200
Ingeniería y Construcción 1 Ud 234.000 234.000
Capital de trabajo y Puesta en marcha 1 Ud 238.500 238.500
Costos indirectos 1 Ud 59.000 59.000
231
TOTAL 1.560.000
Tabla 12.16: Presupuesto estimado de la instalación
Para la presente valoración económica, se considerará el valor de atributo dado a los
proyectos de ERNC diseñados para inyectar a red. El valor del beneficio está estimado
en un promedio de 13,64 US$/Mwh.
Los beneficios potenciales que genera el mercado de bonos de carbono o el mercado
voluntario no se considerarán en la evaluación económica debido al reducido tamaño
de los proyectos. A modo orientativo se comentarán en el capítulo 14.
Tampoco se incluirá el precio estimado de un eventual pago de peaje, puesto que el
proyecto es de escala reducida por lo que se supondrá que la energía quedará
“sumergida”, esto significa que la energía inyectada se supondrá menor a la demanda
de la zona lo cual la energía quedaría dentro de la red eléctrica de ese sector.
12.2.9.1 Valor Actual Neto (VAN)
Este criterio plantea que el proyecto se debe aceptar si el valor actual neto es igual o
superior a cero, donde el VAN es la diferencia entre todos sus ingresos y egresos
expresados en moneda actual.
ó
∑1
1
1
…
Donde
BNA Beneficio neto actualizado, es el valor actual del flujo de caja o beneficio
neto proyectado, el cual ha sido actualizado a través de una tasa de descuento.
FNO =Flujos netos operacionales
I = Inversión Inicial del proyecto.
tc = *Tasa de descuento n = Número de años de duración del proyecto
x = Flujo de caja esperado de cada año
La tasa de descuento (TD) con la que se descuenta el flujo neto proyectado, es la tasa
de oportunidad, rendimiento o rentabilidad mínima, que se espera ganar. Por lo tanto,
232
cuando la inversión resulta mayor que el BNA (VAN negativo o menor a 0) es porque
no se ha satisfecho dicha tasa.
→ El VAN = 0, El proyecto ya comienza a ser rentable porque está incorporada la
ganancia de la tasa de descuento.
→ El VAN < 0, El proyecto no es rentable
La tasa de descuento se obtiene utilizando según la siguiente ecuación.
∗ ∗ ∗ 1
Donde
Cp = Capital propio
D =Deuda
t = Impuesto
i Interés del capital
i Interés de la deuda
12.2.9.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)
El criterio de la tasa interna de retorno (TIR) evalúa el proyecto en función de una
única tasa de rendimiento por período con la cual la totalidad de los beneficios
actualizados son exactamente iguales a los desembolsos expresados en moneda
actual, es decir es la tasa que hace al VAN del proyecto igual a cero.
Como señalan Biertman y Smidt, la TIR “representa la tasa de interés más alta que un
Inversionista podría pagar sin perder dinero, si todos los fondos para el financiamiento
de la inversión se tomaran prestados y el préstamo se pagara con las entradas en
efectivo de la inversión de la inversión a medida que se fuese produciendo” (Fuente:
Sapag y Sapag, 2000).
∑1
0
0 1
1
…
%
%
S la tasa fuera mayor que el proyecto empezaría a no ser rentable la inversión, pues el
BNA empezaría a ser menor que la inversión. Si la tasa fuera menor a la tasa, el
233
proyecto sería cada vez mas rentable, pues el BNA sería cada vez mayor que la
inversión.
La tasa así calculada se compara con la tasa de descuento de la empresa. Si la TIR es
igual o mayor que esta, el proyecto debe aceptarse y si es menor, debe rechazarse.
La instalación generará anualmente los siguientes ingresos:
Ingresos US$/año
Ingreso por venta de electricidad 245.259
Ahorro por el calor producido 40.196
Venta de bonos de carbono 580
Atributo de ERNC 15.347
Total 301.382
12.2.9.3 Escenarios de sensibilidad económica
El proyecto se evaluó considerando el precio de venta de la energía a $ 53,97 pesos
que es lo que la empresa paga actualmente por el KW.
Para esta evaluación se hará un trabajo de sensibilidad, en este, se plantearán cuatro
escenarios diferentes, estos consistirán en:
a) Para el primer escenario se tendrá la inversión dados los valores referenciales. b) Presupuesto según valores optimistas. c) Presupuesto según valores optimistas y un subsidio del 20%.
Entonces se tiene: Caso a) Proyecto Planta de Biogás
Estado de Resultado y Flujo de Caja
CASO A
Evaluación Económica
Valor Dólar 500 $/US$
Valor UF 22.500 $/UF
Desechos
Cantidad Diaria de Desechos 95.000 Kg/Día
Días de Producción Desechos 365 Días/Año
Costo a Botadero de Compost 3,50 $/Kg
Flete a Botadero de Compost 2,97 $/Kg
Tasa Crecimiento Desechos ‐ Anual
234
Biogás
Gas Metano/Biogás Total 55,00% %
Densidad Metano 1,98 Kg/m3
Poder Calorífico Biogás 5.335 Kcal/M3 gas
1 Kcal 0,00116300 Kw
Poder Calorífico Gas Metano 9.906 Kcal/M3 gas
Factor de Conversión 860 Kcal/Kwh
Poder Calorífico Gas Metano 11,52 Kwh/M3 gas
Eficiencia eléctrica del generador 32% %
Equivalencia Eléctrica 3,69 Kwh/M3 gas Metano
Factor de Generación Biogás 420,00 Litros Biogás/ Kg SV
Rendimiento eléctrico 38%
Rendimiento por calor de gases 32,00%
Rendimiento caldera de recuperación 65,00%
Rendimiento refrigeración‐agua caliente 99º 20,00%
Rendimiento refrigeración‐agua fría 40º 10,00%
Rendimiento intercambiador de calor 98,00%
Energía Eléctrica
Cargo Fijo Energía Eléctrica 2.480.600 $/Mes
Costo Energía Eléctrica, Variable 53,97 $/kWh
Costo Energía térmica, Gas y petróleo (Promedio) 27,98 $/kWh
Necesidad eléctrica diaria 3.143 KWh/día
Necesidad térmica diaria 1.968 KWh/día
Bono Carbono
Factor 21 Ton CO2/Ton CH4
Valor del Bono de carbono 14,50 US$/Ton
% de gas Metano CH4 60% %
Densidad del Metano CH4 1,98 Kg/M3
Inversión
Capital de Trabajo y Puesta en Marcha 234.000 US$
Factor de tamaño 78.000 US$
Contingencia e Imprevistos 234.000 US$
Ingeniería y Construcción. 234.000 US$
Costos Indirectos 78.000 US$
Cañerías del proceso. 156.000 US$
Instalación de equipos 156.000 US$
Costo equipos 390.000 US$
Total 1.560.000 US$
VAN 6,0% US$ ‐ 26.655
TIR % 5,6
En este escenario, se puede apreciar, que la inversión no resulta rentable puesto que
el VAN es negativo. El cálculo de la inversión se desarrolla considerando un precio de
6.000 US$/KW instalado (Precio de referencia de la empresa Genera4). La inversión se
pagaría más allá de los 10 años lo que en general se hace inviable para una empresa.
235
Esto sin considerar en el flujo de caja las re‐inversiones que se deben hacer cada cierto
período de tiempo con el fin de mantener la instalación. La TIR resulta ser positiva, lo
que demuestra que un apoyo económico o una reducción en el costo de la inversión
podrían derivar en un escenario favorable para el inversionista.
Caso b) Proyecto Planta de Biogás
Estado de Resultado y Flujo de Caja
CASO B
Evaluación Económica
Valor Dólar 500 $/US$
Valor UF 22.500 $/UF
Desechos
Cantidad Diaria de Desechos 95.000 Kg/Día
Días de Producción Desechos 365 Días/Año
Costo a Botadero de Compost 3,50 $/Kg
Flete a Botadero de Compost 2,97 $/Kg
Tasa Crecimiento Desechos ‐ Anual
Biogás
Gas Metano/Biogás Total 55,00% %
Densidad Metano 1,98 Kg/m3
Poder Calorífico Biogás 5.335 Kcal/M3 gas
1 Kcal 0,00116300 Kw
Poder Calorífico Gas Metano 9.906 Kcal/M3 gas
Factor de Conversión 860 Kcal/Kwh
Poder Calorífico Gas Metano 11,52 Kwh/M3 gas
Eficiencia eléctrica del generador 32% %
Equivalencia Eléctrica 3,69 Kwh/M3 gas Metano
Factor de Generación Biogás 420,00 Litros Biogás/ Kg SV
Rendimiento eléctrico 38%
Rendimiento por calor de gases 32,00%
Rendimiento caldera de recuperación 65,00%
Rendimiento refrigeración‐agua caliente 99º 20,00%
Rendimiento refrigeración‐agua fría 40º 10,00%
Rendimiento intercambiador de calor 98,00%
Energía Eléctrica
Cargo Fijo Energía Eléctrica 2.480.600 $/Mes
Costo Energía Eléctrica, Variable 53,97 $/kWh
Costo Energía térmica, Gas y petróleo (Promedio) 27,98 $/kWh
Necesidad eléctrica diaria 3.143 KWh/día
Necesidad térmica diaria 1.968 KWh/día
Bono Carbono
Factor 21 Ton CO2/Ton CH4
Valor del Bono de carbono 14,50 US$/Ton
236
% de gas Metano CH4 60% %
Densidad del Metano CH4 1,98 Kg/M3
Inversión 0,8
Capital de Trabajo y Puesta en Marcha 234.000 US$
Factor de tamaño 78.000 US$
Contingencia e Imprevistos 234.000 US$
Ingeniería y Construcción. 234.000 US$
Costos Indirectos 78.000 US$
Cañerías del proceso. 156.000 US$
Instalación de equipos 156.000 US$
Costo equipos 390.000 US$
Total 1.560.000 US$
Reducción en la inversión en un 20% 0,8
Total Inversión 1.248.000 US$
VAN 6,0% US$ 285.345
TIR % 10,6
Para este caso, si se considera reducir la inversión en un 20% con respecto al caso
anterior, reflejado en un precio de 4.800 US$/KW, precio al cual llegará la tecnología
en el corto plazo. Este valor haría que la inversión fuera viable y atractiva para el
inversionista.
Caso C) Proyecto Planta de Biogás
Estado de Resultado y Flujo de Caja
CASO C
Evaluación Económica
Valor Dólar 500 $/US$
Valor UF 22.500 $/UF
Desechos
Cantidad Diaria de Desechos 95.000 Kg/Día
Días de Producción Desechos 365 Días/Año
Costo a Botadero de Compost 3,50 $/Kg
Flete a Botadero de Compost 2,97 $/Kg
Tasa Crecimiento Desechos ‐ Anual
Biogás
Gas Metano/Biogás Total 55,00% %
Densidad Metano 1,98 Kg/m3
Poder Calorífico Biogás 5.335 Kcal/M3 gas
1 Kcal 0,00116300 Kw
Poder Calorífico Gas Metano 9.906 Kcal/M3 gas
Factor de Conversión 860 Kcal/Kwh
Poder Calorífico Gas Metano 11,52 Kwh/M3 gas
237
Eficiencia eléctrica del generador 32% %
Equivalencia Eléctrica 3,69 Kwh/M3 gas Metano
Factor de Generación Biogás 420,00 Litros Biogás/ Kg SV
Rendimiento eléctrico 38%
Rendimiento por calor de gases 32,00%
Rendimiento caldera de recuperación 65,00%
Rendimiento refrigeración‐agua caliente 99º 20,00%
Rendimiento refrigeración‐agua fría 40º 10,00%
Rendimiento intercambiador de calor 98,00%
Energía Eléctrica
Cargo Fijo Energía Eléctrica 2.480.600 $/Mes
Costo Energía Eléctrica, Variable 53,97 $/kWh
Costo Energía térmica, Gas y petróleo (Promedio) 27,98 $/kWh
Necesidad eléctrica diaria 3.143 KWh/día
Necesidad térmica diaria 1.968 KWh/día
Bono Carbono
Factor 21 Ton CO2/Ton CH4
Valor del Bono de carbono 14,50 US$/Ton
% de gas Metano CH4 60% %
Densidad del Metano CH4 1,98 Kg/M3
Inversión 0,8
Capital de Trabajo y Puesta en Marcha 234.000 US$
Factor de tamaño 78.000 US$
Contingencia e Imprevistos 234.000 US$
Ingeniería y Construcción. 234.000 US$
Costos Indirectos 78.000 US$
Cañerías del proceso. 156.000 US$
Instalación de equipos 156.000 US$
Costo equipos 390.000 US$
Total 1.560.000 US$
Reducción en la inversión en un 20% 0,8
Total Inversión 1.248.000 US$
Subsidio del 20% de la inversión 0,2
Monto Subsidio 249.600 US$
Monto total del préstamo 998.400 US$
VAN 6,0% US$ 534.945
TIR % 16,2%
Para esta propuesta, se supondrá el mismo valor de la inversión del caso anterior b)
pero en este escenario, además de proponer un valor de inversión optimista, se
supondrá financiar, a través de préstamos bancarios sólo el 80% del monto total de
inversión.
El 20% restante será financiado a través de un subsidio o capital propio, por ello, en
este tercer contexto la inversión resultaría ser definitivamente atractiva para el
238
inversionista dado que el VAN es positivo y la TIR mayor al 15%, lo que refleja una
condición favorable para desarrollar el proyecto.
Las tablas con los cálculos económicos de los 4 escenarios están adjuntos en los anexos 11.
12.2.10 Balance Medioambiental
Las emisiones de GEI que se buscan reducir corresponden a tres fuentes:
‐ Emisiones de CH4 provenientes de la condición de estancamiento en los pozos
de acumulación de purines.
‐ CO2 asociado a la generación eléctrica que es desplazada por el proyecto.
‐ CO2 asociado a la generación térmica que es desplazada por el proyecto.
Luego, las emisiones de línea de base estarán formadas por 3 términos principales,
según la siguiente ecuación:
, ,
Donde
EB Emisiones de línea de base para el año (TCO2/año)
EB Emisones de línea base para emisiones de GHG (TCO2e/año)
EB , Emisiones de CO2 por el consumo eléctrico que es desplazado por el
proyecto para el año “a” (TCO2e/año)
EB , Emisiones de CO2 por la generación de calor con combustión fósil que es
desplazada por el proyecto (TCO2e/año)
Nota: La metodología aplicada para el cálculo de la línea base del proyecto corresponde a la identificada
por la UNFCCC como ACM0010 “Consolidated baseline methodology por GHG emission reductions from
manure mangement systems”, complementado con el método de Methane to Market.
12.2.10.1 Emisiones de metano en línea base
Como ya se ha indicado, los purines que son tratados en el presente proyecto
provienen de la planta criadora de Chicauma.
Para esta evaluación, se ha considerado la componente de metano producida en el
pozo de acumulación. La siguiente ecuación permite estimar las emisiones de metano
para la línea base: (Fuente: Methane to Markets, 2007)
, ∗ ∗ á ∗ % á
Donde
239
EB , Emisiones de GHG en el año (tCO2e/año)
PEI Poder de efecto invernadero del metano (21 tCO2e/tCH4)
D Densidad del metano igual a 0,00067(tCH4/m3CH4)
V á Volumen de biogás (m3/año)
% á Porcentaje volumétrico de metano en el biogás
Nota: La componente de N2O no se evaluó en esta pre‐factibilidad por considerarse muy reducida dados los volúmenes de purines a tratar.
Para poder evaluar la expresión anterior, se debe tomar el volumen de los purines
estancados antes de la entrada al biodigestor. Para ello es necesario estimar cuánto
residuo es tratado diariamente y cuánto queda acumulado en el pozo de
homogeneización. Se tiene como antecedentes que el pozo actual de Chicauma
permanece constantemente lleno. Si se supone que el pozo se encuentra diariamente
al 70% de la capacidad máxima, implicaría que un total aproximado de 105 (m3) diarios
estarían estancados. Esta condición se mantiene durante todo el año.
Si se emplean los valores referenciales de densidad y de proporción de sólidos volátiles
se tiene que 105 (m3) de purines equivalen a 1.064 (kg) de sólidos volátiles día (peso
seco). Por lo tanto el volumen de biogás que se generaría corresponde a 1.064*420 =
446,9 m3 biogás día. Luego, evaluando la ecuación anterior se tiene:
, ∗ , ∗ , ∗ .
BE , 1.376tCOaño
12.2.10.2 Emisiones por consumo eléctrico desplazado, ,
De los antecedentes respecto a la capacidad teórica de generación eléctrica se conoce
el valor anual de 2.272,3 (MWh). Sin embargo, el IPCC plantea que se debe aplicar un
factor por defecto del 5% (ex ante) por concepto de fugas de metano en el biodigestor,
por lo que la energía disponible seria de 2.158,7 (MWh).
Dada la ubicación de la planta de AGRIPOR (RM), el sistema que se considera para la
estimación de emisiones corresponderá al Sistema Interconectado Central (SIC), cuyo
factor de emisión a considerar por cada KW consumido de la red tiene el valor de 0,37
(kg CO2/KWh)*. Nota: * Dato calculado y su resultado comprobado con el programa Retscreen
Luego, la expresión para evaluar las emisiones asociadas al desplazamiento de este
consumo producto de la generación eléctrica que incluye el proyecto, se indica a
continuación:
, ∗ ,
Donde
240
EB , Emisiones de CO2 por el consumo eléctrico que es desplazado por el
proyecto para el año a (tCO2e/año)
FE Factor de emisión del SIC (tCO2e/GWh)
CE , Consumo eléctrico que será desplazado a partir de la generación eléctrica
con biogás en el año a (KWh/año).
Aunque el requerimiento eléctrico de la planta sea menor que lo producido,
igualmente se incluirá el valor total de la producción puesto que si la energía sobrante
es vendida a la red, implicará que esa inyección energética contribuirá en la misma
medida a la descontaminación del SIC.
Luego, evaluando la expresión anterior se obtiene el siguiente resultado para las
emisiones desplazadas por la generación eléctrica a partir de biogás:
, 0,37 2/ ∗ 2.158.700 / ñ
, 798,7ñ
12.2.10.3 Emisiones por generación de calor desplazado, ,
De los antecedentes respecto a la capacidad teórica de generación de calor en la
planta de cogeneración se conoce el valor anual de 3.001 (Mwh/año).
Luego, la expresión para evaluar las emisiones asociadas al desplazamiento de este
consumo producto de la generación de calor que incluye el proyecto, se indica a
continuación.
, , ∗
Donde
EB , = Emisiones de CO2 por la generación de calor con combustión fósil,
desplazadas por el proyecto para el año a (tCO2e/año)
CG , = Cantidad neta de calor que será desplazado a partir de la generación de
calor con biogás en el año a (KWh/año). Nota: Se desplazará la demanda actual en calor
FE = Factor de emisión de combustible fósil empleado para la generación de
calor (tCO2/KW)
η = Eficiencia de la caldera para la generación de calor.
Para poder evaluar la ecuación anterior se supone que se desplazará la combustión de
gas natural en la generación de calor, cuyo factor de emisión es por cada KW
consumido de gas natural, y se tendrá una contaminación de 0,214 KgCO2. En este
241
caso se incluirá el valor total del consumo térmico que requiere la planta y no el
producido por el sistema propuesto, esto dado que el diferencial sobrante no será
posible venderlo a un tercero.
Por lo tanto, evaluando la expresión se tiene:
EB , 718.320 ∗ 0,214
0,8
, 192,2 tCO2e/año
Finalmente, las emisiones de la línea base que agregan la componente de metano, la
eléctrica y la térmica corresponde a:
EB EB , EB , EB ,
EB 1.376 798,7 192,2
. , ñ
12.2.10.4 Emisiones del proyecto
Las emisiones del proyecto estarán dadas por el metano emitido por fugas desde el
biodigestor. Estas emisiones dependen del volumen de biogás generado y se estiman
del orden del 5%.
Luego, este valor en unidades de CO2e, está dado por la siguiente ecuación:
→ 2.640 m3/día * 1,98 Kg/m3 4.752 (densidad CH4) = KgCH4/m3
→ BG 4.752 ∗ 365días 1.734,5ñ
ñ
ñ∗ ,
EP 21 ∗ 1.734,5 ∗ 0,05
EP 1.821,2tCOaño
12.2.10.5 Emisiones por Fuga o Leakage
No se consideran emisiones por concepto de Fuga o Leakage en este proyecto. En una
etapa posterior de desarrollo del proyecto, pudiesen existir fuentes de fuga asociadas
principalmente al transporte de los purines desde un sitio a otro puesto que
actualmente la normativa ambiental no lo permite.
242
12.2.10.6 Reducción de emisiones
La reducción de emisiones corresponde a la resta entre el resultado de las emisiones
de línea base y las emisiones del proyecto descritos anteriormente.
2.367,9 1.821,2
Por los tanto, la reducción de emisiones está dada por el siguiente resultado.
546,7tCOaño
12.2.11 Trámites para la aprobación del proyecto
El proyecto en referencia plantea la implementación de un biodigestor que produzca
energía térmica y eléctrica de un tamaño aproximado de 260 KWh de energía eléctrica.
Si eventualmente se inyectara a red, la energía producida, el proyecto entonces estaría
clasificado como PMGD, puesto que es mayor a 100 Kw.
Para poder inyectar la energía a la red eléctrica, será necesario poseer permisos
asociados al proyecto, esto implicará poder seguir una serie de pasos y procesos de
trámites exigidos tanto por las autoridades y organismos gubernamentales de Chile,
como por la compañía distribuidora a la cual se va a verter la energía. Se considera la
explicación de los procedimientos a desarrollar con la compañía distribuidora un
capítulo más adelante.
En los ANEXOS 10 se adjuntan las tablas que hacen referencia a los trámites asociados
a un proyecto térmico. Primero se adjunta la tabla con el índice orientativo para luego
adjuntar la tabla con cada uno de los pasos necesarios para obtener el permiso de
ejecución del proyecto.
La información entregada si bien es amplia y orientativa, no está acabada, puesto que
está en constante evolución con la idea de ir mejorando continuamente los procesos y
trámites asociados.
243
12.2.12 Conclusión Pre‐factibilidad del Biodigestor propuesto
Los biodigestores anaerobios son instalaciones que cada día tienen mayor presencia en el
sector de la agroindustria, constituyen una manera efectiva para disminuir la carga
orgánica de los desechos producidos y a su vez, obtener energía, en calor o electricidad,
ambos en caso de cogenerar.
La empresa sobre la que se desarrolla la pre‐factibilidad cuenta con una demanda en calor
y electricidad la que según los datos obtenidos, será posible satisfacer su totalidad con el
aprovechamiento del biogás obtenido de los purines y riles derivados de 40.000 cerdos
anuales que pasan por los planteles. Una vez satisfecha la demanda interna de la planta, la
energía eléctrica sobrante será inyectada a la red, contribuyendo así en una pequeña
proporción, al aporte de generación limpia al Sistema Interconectado Central. Para lo
anterior se deberá incluir el estudio y trámites asociados a generar el empalme para la
respectiva inyección eléctrica.
Se propone un biodigestor continuo y de factura sencilla con el fin que permita una fácil
mantención y utilización. Sin embargo, la realización de un biodigestor siempre resulta
complejo pues estos consideran un sin número de variables, y cada una se deberá precisar
de modo que el biodigestor esté en equilibro y logre producir el máximo biogás posible.
Para ello, si se deseara hacer una inversión de esta naturaleza, será importante poder
contar con la caracterización exacta de los riles, el volumen del purines…etc, con la idea
que una ingeniería pueda determinar y precisar los datos y equipos necesarios que
garanticen el funcionamiento del biodigestor y se puedan obtener los resultados
esperados.
Como muestra el desarrollo de la prefactibilidad, para la empresa Agripor, el proyecto
constituye una oportunidad interesante. Se ha determinado con el análisis económico que
la inversión, si bien resulta elevada, esta se financia en el corto plazo, derivando así en una
ganancia para la empresa dado el ahorro en auto consumo y la venta de electricidad.
Siendo que la pre‐factibilidad plantea un escenario positivo y viable para una empresa en
particular, este escenario será un modelo de referencia para el resto del sector,
permitiendo así extrapolar los resultados al resto de la industria, lo que cumple uno de los
propósitos que tenía el desarrollo de la consultoría. Con la idea de generar motivaciones
de este tipo en la industria agropecuaria. Entendiendo que cada proyecto deberá ser
adaptado a su realidad. Estas se podrían resumir en tres factores principales: La
temperatura del sistema, la carga orgánica y el tiempo de residencia de la carga orgánica
en el digestor.
244
13. PUNTOS DE CONEXIÓN
En el presente capítulo de la consultoría, intenta abordar a modo de introducción general,
lo que dicta el Real Decreto 244 y en Normativa técnica de Conexión y Operación de
Pequeños Medios de Generación distribuidos (PMGD) en Instalaciones de Medía Tensión.
Es importante indicar, que los proyectos que cumplan con la potencia mínima de
producción, como es el caso de las pre‐factibilidades propuestas y deseen verter la
energía producida a la red, podrán empalmarse a esta. Para ello deberán desarrollar los
cumplimientos y necesidades particulares que están impuestos en los documentos antes
mencionados. Ambos documentos comentados, señalan las consideraciones a la hora de
tomar la decisión de ejecutar un proyecto de conexión a red y para dar una pequeña
muestra del alcance de estos se adjuntan pequeños extractos que se delinean las
intenciones de estos.
Para poseer una conexión de PMGD, la empresa interesada deberá presentar ante la
empresa distribuidora respectiva, una Solicitud de Conexión a la Red y a su vez deberá
generar un estudio de conexión.
El DS 244 dice que los Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores
o iguales a 9.000 kilowatts, podrán ser conectados a empresas concesionarias de
distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía
eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público
“Las obras adicionales que sean necesarias para permitir la inyección de los excedentes de
potencia de los PMGD deberán ser ejecutadas por las empresas distribuidoras
correspondientes y sus costos serán de cargo de los propietarios de los PMGD”.
“Los costos de conexión con cargo al propietario de un PMGD que desea conectarse a las
instalaciones de una empresa distribuidora, se determinarán mediante un balance entre
los costos adicionales en las zonas adyacentes al PMGD y los ahorros por la operación del
PMGD respectivo.”
“Los propietarios u operadores de un PMGD tendrán derecho a participar de las
transferencias de energía y potencia entre empresas eléctricas que se encuentren sujetas
a la coordinación del CDEC.”
245
“La subestación de distribución primaria asociada a un PMGD, es aquella que presenta la
menor distancia eléctrica al punto de conexión del PMGD. La distancia será medida a lo
largo de las líneas eléctricas que puedan permitir la conexión, independientemente de sus
características técnicas y de si los circuitos operan normalmente cerrados o no.”
Foto 13.1: Posiciones de Agripor c/r a la subestación mas cercana.
Cuadro 13.1: Subestación mas cercana a la empresa Agripor, 8,7 Km.
246
Foto 13.2: Posiciones de jumbo c/r a la subestación más cercana.
Cuadro 13.2: Subestación mas cercana a Jumbo, 0,8 Km. “Para la determinación del balance de inyecciones y retiros señalados, el propietario u
operador del PMGD incluido en dicho balance estará obligado a informar al CDEC, en la
forma y oportunidad que éste disponga, su inyección horaria en el punto de conexión.”
247
“El propietario u operador de un PMGD incluido en los balances de inyecciones y retiros
podrá optar a vender su energía al sistema a costo marginal instantáneo o a un régimen
de precio estabilizado, opción que deberá ser comunicada al CDEC respectivo.”
“Los propietarios de los Medios de Generación no Convencionales (MGNC) estarán
exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones
de esos medios de generación hacen de las instalaciones de transmisión troncal del
respectivo sistema.”
Según la normativa Técnica de Conexión y Operación de PMGD en Instalaciones de Medía
Tensión, indica que los criterios para seleccionar un punto de conexión está dado por:
“El Interesado deberá determinar los efectos sobre el SD que produciría la operación del
PMGD en el punto de repercusión asociado al punto de conexión seleccionado.”
“Dichos cálculos y simulaciones se efectuarán considerando las características eléctricas y
dinámicas de la red de media tensión en el punto de repercusión asociado, de la potencia
a conectar”
“La conexión de un PMGD a un alimentador de distribución no requiere de obras
adicionales si la relación cortocircuito – potencia es mayor a 20. Sin embargo, este cálculo
deberá ser sustentado adjuntando las correspondientes simulaciones en estado
estacionario y dinámico del sistema.”
“Todo propietario u operador de un PMGD deberá coordinar la operación e intervención
de sus instalaciones con la Empresa Distribuidora o la Empresa con Instalaciones de
Distribución, en su caso, de acuerdo a lo señalado en la presente NT. Las instalaciones y
equipamientos mínimos que deberá disponer el Operador del PMGD o su propietario para
una adecuada coordinación con la empresa correspondiente son los que se especifican en
el Capítulo 3 de la norma citada”
“El propietario del PMGD deberá mantener en todo momento el buen estado de los
empalmes correspondientes a la conexión de éste con el SD. Dichos empalmes
comprenden el conjunto de instalaciones y equipos eléctricos entre su punto de conexión
al SD y sus unidades de generación, incluyendo el punto de conexión.”
Como se puede observar, la gestión para inyectar a red la producción energética
producida por una instalación es compleja y técnica por lo que deberá realizarse según
cada proyecto en particular, y que por lo general se deberá contratar a una empresa que
realice tal gestión.
248
14. ALGUNAS FORMAS DE FINANCIAMIENTO Y APOYO A LAS ERNC
Dada las características de los proyectos no será posible financiarse con cualquier
instrumento puesto que las características asociados a cada uno limitará la posibilidades
de encontrar financiación.
Existen dos formas de financiar proyectos de ER, vía capital y vía deuda donde esta última
posee 3 alternativas de las cuales veremos sólo dos de ellas:
‐ El sector bancario nacional e internacional ‐ Organismos internacionales
La primera opción es una alternativa presente para cualquier proyecto de negocio, la cual
corresponde al financiamiento vía capital, donde existen algunos agentes, nacionales y
extranjeros, interesados en participar en proyectos de inversión ERNC.
Dadas las características de los proyectos de generación eléctrica, las alternativas
existentes de financiación están dadas mayoritariamente por el modelo Project Finance
(PF). El PF se relaciona directamente a los pagos asociados al préstamo, los que están
sustentados exclusivamente por la capacidad de generación de flujos del proyecto.
Inicialmente las garantías comprometidas para el pago del crédito son los activos,
derechos e intereses asociados al proyecto.
Debido a que el préstamo se establece en función a los flujos futuros, la predictibilidad de
estos es un elemento clave en el otorgamiento del crédito. Para ello, un indicador
relevante y de uso frecuente consiste en el Debt Service Covereage Ratio (DSCR), este
equivale al flujo dividido por la cuota, y en el que el rango para aprobar este tipo de
proyectos a través de PF varía entre 1,3 y 2,0 veces, además se utiliza para determinar el
porcentaje de capital propio que se le exigirá a la empresa solicitante de financiamiento.
Para el caso de los proyectos planteados en los dos perfiles, poseen un bajo potencial de
generación lo que se deriva en una baja inversión, y por ello un bajo volumen de
préstamo. Esto limitará a la cantidad de opciones de financiamiento, las que se presentan
a continuación.
14.1 Financiación a través de Bancos y organismos Internacionales
249
A continuación se presentan los organismos tanto nacionales como internacionales que
podrían eventualmente otorgar el crédito a los proyectos planteados en las pre‐
factibilidades.
Banco Interamericano para el Desarrollo
Para obtener financiamiento a través del BID se debe obedecer un proceso común de
cuatro pasos: Elegibilidad (Proyecto de alto impacto en el desarrollo del país), Carta de
mandato y análisis (El BID genera el compromiso formal entre las instituciones),
Aprobación (El directorio del BID aprueba el proyecto), Firma (Se desembolsa el
préstamos). Para ello hay dos instancias:
Financiamiento Estructurado y Corporativo: El SCF principalmente otorga
préstamos a través de las operaciones con grandes bancos e inversiones privadas a
través de A‐Loans (Consisten en otorgar préstamos derivados de sus propios
recursos) y B‐Loans (El BID trabaja con bancos e inversionistas que participan como
financiadores a través de subscripciones de préstamos). También entregan
subsidios para etapas de pre inversión, con créditos blandos.
Corporación Interamericana de Inversiones: Es una institución multilateral de
inversiones perteneciente al Grupo del BID. Para que un proyecto obtenga
financiamiento, la empresa patrocinadora debe ser rentable y con potencial de
crecimiento. El proceso para postular a un crédito se inicia enviando el formulario
de información preliminar disponible en su página Web. Además, se debe adjuntar
información financiera histórica de la empresa de los tres últimos ejercicios y las
proyecciones financieras respectivas. El proceso de otorgamiento puede demorar
entre 3 y 6 meses.
European Investment Bank
Es la institución financiera de la Unión Europea (UE), cuyos accionistas son los 27 países
participantes de la Unión.
Para postular a estos créditos no se requieren formalidades especiales. Los sponsors del
proyecto deberán entregar un documento al directorio operacional del banco que incluya
una descripción detallada del proyecto junto con una prospección de financiamiento y
capital de inversión
Créditos Intermediados: El European Investment Bank otorga créditos
intermediados que son líneas de crédito o préstamos indirectos diseñados para
250
permitir el financiamiento de proyectos de una inversión total menor a EUR 25
millones. Se podrá financiar sólo el 50% del total del proyecto. Las líneas de crédito
son otorgadas a bancos intermediarios e instituciones de financiamiento en el país
a desarrollar el proyecto.
International Finance Corporation
Es la institución afiliada del grupo del Banco Mundial que se ocupa del sector privado. En
marzo de 2011 se aprueba el programa “Programa de Financiamiento para Energía
Sostenible en Chile”, iniciativa conjunta entre el IFC y el Ministerio de Energía cuyo
objetivo es impulsar las energías renovables y la eficiencia energética.
CleanTech: Para el sector energético la estrategia del IFC. El programa se centra en
apoyar a las primeras operaciones de energías renovables en el país de origen de la
empresa solicitante, considerando como energías renovables a la hidráulica, eólica,
solar, geotérmica y biomasa. Se buscan empresas de tecnología, productoras o de
servicios que ya han mostrado éxito en sus proyectos. Se enfoca en el sector
privado que genera transferencia tecnológica en países en vías de desarrollo.
A‐Loans: Además de los créditos disponibles para la operación, el IFC ofrece
créditos de tasa fija y variable para financiar la inversión de proyectos del sector
privado en economías emergentes. Los plazos van desde 7 a 12 años. Para
estimular la participación de otros inversionistas, el IFC solo se compromete con un
35% de la inversión en proyectos pequeños y 20% para los grandes, considerando
montos que van desde los USD 1 a los 100 millones .
Los principales requisitos para que el proyecto obtenga el crédito son:
− Pertenecer a un país miembro del IFC − Pertenecer al sector privado − Poseer sólido conocimiento técnico − Tener buenos prospectos y ser rentable − Beneficiar a la economía local − Ser ambiental y socialmente sólido, satisfaciendo los estándares del IFC y
del país huésped del proyecto.
Se debe tomar en cuenta, que para el caso de las empresas chilenas deberán buscar el
modelo correspondiente como medida para generar una asociación con empresas
perteneciente a un país miembro del IFC.
United States Agency for International Development
251
El USAID ha sido la principal agencia norteamericana en brindar asistencia a países
intentado escapar a la pobreza. De esta forma surge la iniciativa dentro de la USAID de
incentivar el acceso a servicios energéticos modernos para impulsar el desarrollo
económico y social de países en vías de desarrollo. Alineado con esto, USAID ofrece
créditos a largo plazo para el desarrollo de proyectos de ER.
El proceso de postulación no se encuentra estandarizado, por lo que se postula a través de
contacto directo. De esta forma las tasas y plazos dependen directamente del proyecto en
postulación. Sin embargo, el préstamo, al igual que el resto de las alternativas obedece a
una estructura de Project Finance.
Good Energies
Empresa líder en inversiones para el desarrollo de proyectos de energía renovable,
tecnología y servicios. Posee USD 19 mil millones en activos e invierte anualmente más de
USD 3 mil millones en proyectos de energía y agua.
Financia proyectos en plazos de 20 a 30 años y los proyectos financiados son del tipo
eólico, solar, biomasa, hidroeléctricos y geotermia. Además también ofrece la opción de
refinanciar proyectos.
RNK Capital, Triodos Bank y Global Environment Facility.
Estas tres instituciones buscan participaciones activas en los proyectos, por lo que en
general exigen una descripción clara de los flujos futuros del proyecto para realizar la
evaluación correspondiente y de esta forma definir el grado de participación que tendrán.
14.2 Financiación de la Banca y Organismos Chilenos
En Chile no son amplios los mecanismos de financiación en apoyo a las renovables. Existen
los mecanismos financieros gubernamentales para apoyar el desarrollo de las Energías
Renovables No Convencionales (ERNC), además están los fondos privados y los bancos.
En la banca nacional predomina el financiamiento a través de créditos corporativos, estos
otorgados como cliente del banco considerando un elevado respaldo de capital.
La inversión se desarrolla en dólares puesto que se debe tener presente que la tecnología
a implementar se debe importar por lo que sumará otro riesgo en el proyecto como es el
tipo de cambio. Las garantías de la banca son muy elevadas, limitando el acceso al
financiamiento. Esto ha dificultado el otorgamiento de crédito, derivando así, a que la
252
totalidad de los proyectos han sido financiados a través de créditos corporativos (donde
los parámetros están relacionados al cliente y no al proyecto en si).
Sociedad de Garantía Recíproca (SGR)
Dedicadas a respaldar con garantías a la pequeña y mediana empresa, de manera que
pueda acceder con mayor facilidad y en mejores condiciones a créditos otorgados por
instituciones financieras. El objetivo es complementar el acceso a las garantías de las
Pymes, con asesorías de financiamiento y convenios con instituciones financieras en base
a la cartera.
Las SGR asumen el riesgo de crédito de la Pyme ante la banca, para lo cual realiza una
evaluación de riesgo basada en: solvencia, capacidad de generación de flujos,
comportamiento de pago y garantías.
En caso de que la Pyme caiga en cesación de pago, la entidad financiera ejecuta el
Certificado de Finanza correspondiente y la SGR paga el saldo insoluto de la afianzada, con
fondos provenientes del reaseguro otorgado por el FONDO DE GARANTÍA.
Este modelo podría eventualmente financiar proyectos de energías renovables con un
monto máximo aproximado de 2 MMUS$ a un plazo de 12 años y a una tasa competitiva si
se compara con la de los bancos.
Instrumentos CORFO
En general, los incentivos financieros se canalizan a través de CORFO, los cuales no
necesariamente se han desarrollado para impulsar las ER, sin embargo, las características
de los instrumentos de fomento calzan con los requisitos de los proyectos de energías
renovables.
A continuación se describirán los mecanismos CORFO existentes que podrían ser utilizados
para ayudar al desarrollo de proyectos de ERNC, estos son los siguientes.
- Incentivo Tributario a la Inversión privada en Investigación y Desarrollo
Incentivo tributario para los contribuyentes afectos al impuesto de primera categoría
de la Ley sobre Impuesto a la Renta. Estos contribuyentes tendrán derecho a un
crédito tributario en los ejercicios asociados a los pagos efectuados en dinero, en
virtud de Contratos de Investigación y Desarrollo celebrados con entidades inscritas en
el Registro de Centros de Investigación administrado por CORFO.
253
La Ley N° 20.241 establece un incentivo tributario para la inversión privada en
Investigación y Desarrollo (I+D) para los contribuyentes afectos al impuesto de primera
categoría de la Ley sobre Impuesto a la Renta, que declaren su renta efectiva mediante
contabilidad completa. Estos contribuyentes tendrán derecho a un crédito tributario
en los ejercicios asociados a los pagos efectuados en dinero, en virtud de Contratos de
Investigación y Desarrollo celebrados con entidades inscritas en el Registro de Centros
de Investigación (Registro). Dichos contratos deberán ser previamente certificados por
CORFO.
Un crédito equivale a un 35% de sus pagos efectuados conforme a Contratos de I+D
certificados por CORFO y celebrados con Centros de Investigación inscritos en el
Registro administrado por la entidad. Una rebaja tributaria asociada al otro 65% (el
monto que no constituya crédito), que podrá rebajarse como gasto necesario para
producir la renta, independiente del giro de la empresa. Es decir, de cada 100 pesos
invertidos en I+D, 46 pesos serán financiados por el Estado
- Programa de Apoyo a la Inversión en Zonas de Oportunidades
Apoyo a la materialización de proyectos de inversión con potencial de generación de
externalidades positivas en Zonas de Oportunidades. Pueden postular empresas
privadas, nacionales o extranjeras, que desarrollen proyectos de inversión productiva
o de servicios, por un monto igual o superior a UF 600 (Aprox. 27.000 US$), en las
Zonas de Oportunidades.
Se considerarán Zonas de Oportunidades aquellas zonas extremas del país como la
Región de Arica y Parinacota, Provincia de Palena de la Región de Los Lagos, Región de
Aysén del General Carlos Ibáñez del Campo y la Región de Magallanes y Antártica
Chilena. Zonas con bajo desempeño económico como las provincias calificadas en base
a un conjunto de indicadores socioeconómicos, tales como pobreza, desempleo,
crecimiento económico y otros.
Este programa Subsidia, componentes relevantes del proyecto de inversión, que sean
determinantes para su materialización y estén relacionados con el carácter
permanente de éste, incidiendo en forma categórica en el inicio, puesta en marcha y
mantención de la operación del proyecto. El monto máximo del subsidio es de UF
2.000 (Aprox. 90.000 US$) por proyecto, no pudiendo exceder del 15% de los recursos
comprometidos por el beneficiario durante los dos primeros años de ejecución del
proyecto.
- Programa de Apoyo a la Inversión Tecnológica
254
Apoyo a la materialización de proyectos de inversión tecnológica con potencial de
generación de externalidades positivas, que tengan por objeto la producción de bienes
o servicios que contemplen el uso intensivo de tecnologías probadas. Pueden postular
empresas privadas, nacionales o extranjeras, que deseen desarrollar proyectos de
inversión tecnológica, por un monto igual o superior a UF 12.000 (Aprox. 54.000 US$).
La postulación puede realizarse en forma individual o conjunta, debiendo ser en este
caso, representada por una de las empresas asociadas.
El beneficio consiste en subsidiar componentes relevantes del proyecto de inversión
tecnológica, que sean determinantes para su materialización y estén relacionados con
el carácter permanente de éste, incidiendo en forma categórica en el inicio, puesta en
marcha y mantención de la operación del proyecto. El subsidio es hasta UF 45.000
(Aprox. 2.025.000 US$) no pudiendo exceder del 15% de los recursos comprometidos
por la(s) empresa(s) durante los dos primeros años de ejecución de proyecto de
inversión.
- Programa de Pre‐inversión en Energías Renovables No Convencionales (ERNC)
Este programa apoya proyectos para la generación de energía a partir de fuentes
renovables, que sean elegibles de acuerdo al Protocolo de Kyoto, subsidiando estudios
de Pre Inversión o asesorías especializadas.
Pueden postular empresas con ventas anuales netas de hasta 1.000.000 UF (Aprox.
4.500.000 US$), con proyectos de inversión en generación de energía a partir de
fuentes renovables, por montos de inversión iguales o superiores a 12.000 UF (Aprox.
540.000 US$).
Subsidia proyectos que buscan generar energía en base a fuentes renovables:
geotérmica, eólica, solar, biomasa, mareomotriz, pequeñas centrales hidroeléctricas, y
otras similares determinadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE), con
excedentes de potencia iguales o inferiores a 20.000 kW.
Subsidia, estudios de pre factibilidad, estudios de factibilidad. Otros estudios
necesarios para la materialización de la inversión. Asesorías Especializadas necesarias
para materializar el proyecto. Documento de Diseño de Proyecto (PDD) según el
Protocolo de Kyoto.
255
El programa subsidia hasta un 50% del costo total del estudio o consultoría con un
tope de $33.000.000 (Aprox. 66.000 US$)). No financia más del 2% del valor estimado
de la inversión del proyecto.
14.3 Leyes que apoyan las ERNC
Las leyes más representativas que han contribuido en alguna medida a desarrollar el
mercado de las renovables, corresponden a las leyes Nº 20.257 y la Nº 20.365. La primera
hace referencia a los grandes generadores de energía, esta dice que a partir del 1 de
enero del año 2010, los generadores deberán acreditar que en el transcurso del año
calendario, un 5% de la energía suministrada provino de fuentes renovables no
convencionales o minihidráulicas. Esta exigencia regirá hasta el año 2014 y a contar del
año 2015, se aumentará en 0,5% anual, hasta llegar a un 10% el año 2024, que se
mantiene en ese porcentaje de ahí en adelante.
Sin embargo la segunda ley, la 20.365, establece que las empresas constructoras tendrán
derecho a deducir, del monto de sus pagos provisionales obligatorios de la Ley sobre
Impuesto a la Renta, un crédito equivalente a todo o parte del valor de los Sistemas
Solares Térmicos y de su instalación que monten en bienes corporales inmuebles
destinados a la habitación.
Sólo darán derecho al crédito establecido en la ley los Sistemas Solares Térmicos que
aporten al menos un 30 por ciento del promedio anual de demanda de agua caliente
sanitaria estimada para la respectiva vivienda y cumplan con los demás requisitos
establecidos por el reglamento.
El monto potencial máximo del crédito por vivienda se determinará de acuerdo a la
siguiente escala, considerando los valores de las viviendas respectivas que incluyen el
valor del terreno y de la construcción:
- Respecto de los inmuebles cuyo valor no exceda de 2.000 unidades de fomento, el
beneficio potencial máximo será equivalente a la totalidad del valor del respectivo
Sistema Solar Térmico y su instalación. En todo caso, el beneficio señalado no
podrá exceder un monto el cual está señalado en la ley.
- Respecto de los inmuebles cuyo valor sea superior a 2.000 unidades de fomento y
no exceda de 3.000 unidades de fomento, el beneficio potencial máximo será
equivalente al 40% del valor del respectivo Sistema Solar Térmico y su instalación.
En todo caso, el beneficio no podrá exceder del 40% de los valores señalados en la
ley.
256
- Respecto de los inmuebles cuyo valor sea superior a 3.000 unidades de fomento y
no exceda de 4.500 unidades de fomento, el beneficio potencial máximo será
equivalente al 20% del valor del respectivo Sistema Solar Térmico y su instalación.
En todo caso, el beneficio no podrá exceder del 20% de los valores señalados en la
ley.
Los colectores solares deberán estar registrados en la SEC y tener un certificado que lo
certifique.
Para que la SEC haya otorgado dicho certificado, el equipo debe cumplir con estrictas
normas internacionales, como la europea KEYMARK, o tener certificación de laboratorios
autorizados.
Con respecto a la ley Nº 20.365, se pretende ampliar su beneficio. Se ha enviado al
Congreso un proyecto de ley que extiende la entrega de beneficios tributarios a las
personas naturales que instalen Colectores Solares Térmicos (SST) en sus hogares. La
iniciativa contempla que el beneficio no sólo es para viviendas nuevas, sino también para
las casas usadas. De este modo se permitirá que sean muchas más las personas
beneficiadas con la ayuda tributaria.
Por otro lado, la Ley de Net Metering, si bien aún se encuentra en el congreso, se está a la
espera de su pronta aprobación. Su aporte se estima que generará una ayuda en la
evolución e incorporación de las renovables de forma representativa.
Esta iniciativa permite que los generadores pequeños, y residenciales descuenten de su
boleta o factura, los consumos de energía eléctrica y también reciban un ingreso por la
producción neta que entreguen a la red de distribución.
La “Medición Neta” es una forma de medir tanto la energía consumida en una casa,
industria o comercio, como la suministrada en esos lugares mediante medios de
generación distribuida. El exceso de energía producida por el generador distribuido será
inyectado a la red a modo de depósito, hasta que la energía se necesite por parte del
consumidor.
14.4 Bonos de carbono y Mercado voluntario
Bonos de carbono
Existe hoy en día un consenso entre países que firmaron el protocolo de Kyoto para buscar
soluciones que permitan disminuir los gases de efecto invernadero (GEI), esto se ha
257
desarrollado a través de soluciones técnicas en los que admiten la compra de “bonos de
carbono”, la adquisición de estos, permite emitir las mismas emisiones que el volumen
adquirido de bonos. En otras palabras consiste, en comprar derecho a contaminar.
En caso que una empresa produzca energía limpiar podría eventualmente transar ese
derecho de emisiones. Para ello, es necesario seguir una metodología según condiciones
técnicas establecidas para poder obtener los certificados de reducción de emisiones que
permitan transar posteriormente dichos bonos. Pero esta postulación será justificada para
instalaciones de energías renovables que generen una producción energética
representativa, donde el beneficio de la producción no se vea substancialmente reducido
por los costos derivados de los trámites de postulación.
Por ello este hecho no se justificaría para instalaciones de tamaño pequeño, como las que
se plantean en el trabajo, sin embargo, se cree relevante considerar dichos beneficios, que
para los casos planteados significan una ganancia (reducida) por la venta de bonos. Se
pensó que era relevante que el flujo de caja considerara todos aquellos ingresos que
eventualmente podrían considerarse como parte de un proyectos.
Para la postulación de un proyecto, se pide que este sea adicional, real, permanente y
verificable. Esto definido por la ONU para el cambio climático y cuya documentación se
podría encontrar eventualmente en el link:
http://cdm.unfccc.int/methodologies/index.html
Si bien, no resultaría rentable presentar el proyecto al mercado de bonos de carbono se
ha querido comentar a nivel referencial para los lectores, puesto que es interesante saber
la existencia de este mercado de bonos de carbono.
Mercado voluntario
Por otra parte, como reflejo de los mecanismos flexibles del Protocolo de Kyoto, surgen
los Mercados Voluntarios de Carbono (MVC) creados por ciudadanos particulares,
organizaciones públicas y privadas que toman conciencia de su responsabilidad en el
cambio climático y voluntariamente desean participar activamente. El mercado voluntario
facilita a las entidades y a las personas que no están dentro de los sectores regulados
asumir su compromiso con el cuidado del clima “compensando” sus emisiones en
proyectos limpios en países en desarrollo.
Aunque los mecanismos voluntarios no están regulados, representan la repuesta de
compañías y ciudadanos al cambio climático. Estos mecanismos tienen el potencial de ser
una herramienta inmediata para la acción.
258
Los mercados voluntarios de carbono pueden dividirse en dos:
Over‐the‐counter market (OTC), en el que se intercambian reducciones de carbono
generados sólo a través de proyectos de compensación, también conocido como
Mercado Voluntario puro.
Chicago Climate Change (CCX), en el que se intercambian derechos de emisión y
reducciones de carbono generados a través de proyectos de compensación.
La compensación voluntaria de emisiones es la compra voluntaria de una cantidad de
créditos de carbono proporcional a las toneladas de CO2e emitidas, a un proyecto en un
país en vías de desarrollo que:
Capta una cantidad de toneladas de CO2 equivalente a la generada en nuestra
actividad, mediante la puesta en práctica de un proyecto de sumidero de carbono
por reforestación.
Evita la emisión de una cantidad de toneladas de CO2 equivalente a la generada en
nuestra actividad por medio de un proyecto de ahorro o eficiencia energética, de
sustitución de combustibles fósiles por energías renovables, de tratamiento de
residuos o de deforestación evitada.
El proceso comienza con la medición de la denominada “huella de carbono”, a través de la
cual una compañía o persona mide ciertas variables relacionadas con sus emisiones de
GEI, para poder cuantificar la cantidad de este tipo de emisiones que genera una
actividad. Luego, de la determinación de las emisiones de GEI, cuantificadas en toneladas
métricas de dióxido de carbono emitidas durante un período de tiempo determinado, se
buscará la manera de compensarlas.
Una de las alternativas ofrecidas por las compañías proveedoras de VERs (Reducciones de
Emisiones Voluntarias) es la posibilidad de comprar tantas toneladas de reducción de
emisiones de GEI como se quiera compensar.
Se utilizan las VERs para la compensación. 1 VER equivale a 1 Tonelada de CO2e (reducida
o evitada) VERs son generados a través de proyectos o Programas de Actividades (PoAs)
bajo criterios similares al MDL
Existen estándares específicos para desarrollo de los VERs tales como Gold Standard, VCS,
VER+, ECIS, CCAR, CCX, etc. Cada uno desarrollado por distintos actores de acuerdo a sus
propios criterios, tales como: por tecnología.
259
Dado que el mercado de los VERs no es regulado, cualquiera podría desarrollar su propio
estándar (comprador) . La credibilidad es la clave del mercado voluntario; ello explica la
necesidad de un estándar conocido y con reputación mundial. Algunos estándares
tenderán a unificarse o al menos ser compatibles entre ellos.
Existen por lo menos una veintena de Operadores del Mercado Voluntario, por nombrar
algunos AgCert, Atmosfair, Climate care, CO2Balance, Native Energy, Sustainable Travel,
The Carbon Neutral Co, First Climate, los que podrían eventualmente ser de referencia de
consulta para el proyecto.
260
15. BARRERAS REPRESENTATIVAS DE PROYECTOS ERNC
Las etapas de un proyecto, desde su perfil preliminar, hasta los estudios de ingeniería
completos, sumado a los permisos ambientales y sectoriales incluyen un conjunto
importante de barreras que se comentan brevemente a continuación.
Como primera instancia de estudio para un eventual proyecto, es necesario evaluar y
asegurar la disponibilidad del recurso vía contrato u otro mecanismo existente (terrenos,
derechos de agua, suministro de biomasa; concesión geotérmica, etc.). Para los casos
propuestos, de las dos pre‐factibilidades, este hecho no resultaría problemático puesto
que ambas empresas son dueñas de los recursos y de la infraestructura donde se
desarrollarían estos. A ello se suma, que hoy en día resulta complejo encontrar catastros
reales de los recursos renovables, pues en su mayoría son estudios genéricos, de modo
que resulta complejo precisar los datos y así evaluar la eventual producción del proyecto.
Junto a lo anterior se suma que en el país aun no existen las capacidades adecuadas para
desarrollar proyectos de calidad, con una buena ingeniería, que si bien existe, es escasa y
de elevado costo. Esto ha derivado en que existan proyectos que reflejen un mal
funcionamiento, cuya implementación deficiente ha contribuido a entregar una mala
experiencia en diferentes aplicaciones renovables. Estas experiencias no ayudan a
construir modelos de referencia positivos, como es lo que necesita el sector de las ERNC.
En Chile no existe capacidad para evaluar recursos de fuentes renovables, esto limitado
por los bajos estándares con los que cuenta el país. Se requieren capacidades técnicas y
específicas que sólo la experiencia entrega dicho conocimiento. Salvo el caso específico de
los recursos hidráulicos y de biomasa forestal son una excepción, puesto que estos son
muy utilizados, y cuyas tecnologías asociadas son maduras.
También es importante comentar, que resulta complejo el sistema de trámites en Chile,
como son los permisos ambientales, permisos sectoriales, solicitudes de conexión,
solicitudes de servidumbre, permisos de construcción, que en muchos casos no existen
tiempos establecidos para dar respuesta a estos. Si existiera una eventual posibilidad de
poder inyectar energía a la red eléctrica, se deberán desarrollar una serie de gestiones que
dificultan y complejizan el proyecto, ralentizando su implementación, que según el caso
estas demoras los podría llegar a tornar inviables. A ello se suma la falta de información
sobre las condiciones de operación del sistema eléctrico. En muchos casos, el acceso a la
261
transmisión y/o distribución puede generar una barrera importante, por los elevados
costos que implica generar las conexiones pertinentes, los derechos de servidumbre, esto
hace que en algunos casos se elimine la posibilidad de materialización del proyecto.
La electricidad pertenece a un mercado complejo y cuyo mercado es exigente en la calidad
y seguridad del recurso provisto. Por ello las planta de ERNC no está previstas, hasta
ahora, de poder proveer una demanda eléctrica contante cumpliendo con las demandas y
exigencias del mercado. Lograr un acuerdo, PPA, dependerá de que un tercero asuma el
riesgo de viabilidad de suministro. Se suma a ello que los desarrolladores de proyectos se
ven enfrentados a negociar la venta de energía con un actor de gran tamaño, donde las
asimetrías de poderes de negociación juegan en contra de la rentabilidad del proyecto.
Una vez finalizada la factibilidad técnica y económica y cuyo escenario es favorable para
desarrollar el proyecto, el desarrollador deberá enfrentarse a otra barrera importante
antes mencionada que son las barreras financieras.
El Acceso al financiamiento es complejo puesto que los requerimientos son elevados.
Aunque los proyectos que se plantean en las prefactibilidades sean pequeños, estos
tienen un requerimiento financiero elevado, puesto que los bancos y fondos financieros
no tiene la capacidad para evaluar proyectos de dicha naturaleza lo que el banco, por lo
general pedirá garantías elevadas y reales además de la retribución que pueda otorgar el
proyecto, haciendo dificultoso acceder a financiamientos basados en Project Finance.
Además, en Chile todavía hay un riesgo latente asociado a la construcción, esto se deduce
de la poca experiencia en proyectos de energías renovables, lo que va en desmedro de
asegurar una mitigación importante asociada a estos riesgos. Aun no se ha constituido una
experiencia positiva que reduzca los riesgos asociados, perjudicando así la posibilidad de
generar préstamos para las inversiones de este tipo.
Otro riesgo fundamental, es el precio de la energía, aun en Chile está supeditado bajo la
volatilidad de los precios eléctricos, lo que no asegura la rentabilidad de un proyecto
según las suposiciones realizadas en un momento determinado. A lo anterior se suma el
riesgo del tipo de cambio pues la economía chilena, al estar constituida bajo la base del
dólar, las fluctuaciones de este pueden ver perjudicada la implementación del proyecto al
momento de depender de la internación de productos y equipos y eventuales formas de
financiarlo.
262
Si bien se ha desarrollado una ley que aborde el sector de las energías renovables, esta
todavía resulta ser deficiente, existen vacíos que impiden que surja un crecimiento rápido,
fluido y constante. Por dar un ejemplo, en Chile la ley no permite el traslado de residuos
no estabilizados fuera de recintos privados. Este hecho, por nombrar uno, da en evidencia
los potenciales vacíos que posee la ley. Esto perjudica por ejemplo el desarrollo de
proyectos que requieran reunir en un solo recinto los desechos de pequeños agricultores
para la generación de energía. Si bien la ley resulta ser deficiente y en muchos casos
también interpretable, se es consciente que se está siendo perfeccionada.
Como se mostró en el capítulo anterior, los incentivos sobre proyectos de pequeña y
mediana escala son escasos, resultan ser casos particulares que benefician a pocos. Si una
nación requiere potenciar la incorporación de las ERNC será fundamental poder contar
con apoyo directo, el estado debiera asumir en una proporción, dicho esfuerzo en vista de
un bien mayor como resulta ser el hecho de proveerse de energía limpia. Como se ha visto
en Europa, el apoyo a las renovables, entendiendo el apoyo en su justa medida, ha
permitido generar el desarrollo de una industria, dando trabajo, generando investigación,
conocimiento, derivando así en una evolución importante de las tecnología de E.R., y que
sumado a las economías de escala se han logrado reducir los costos de las tecnologías. Lo
anterior ha permitido que las E.R. hoy en día, ya empiezan a ser competitivas si se
comparan con los mecanismos de generación convencionales.
.
263
16. CONCLUSIÓN
Para determinar la dirección del proyecto a desarrollar, primero analizó la industria en los
sectores que se han implementado las energías renovables. Gracias a la información
catastrada, ha sido posible definir hacia qué sectores ha sido más aconsejable dirigir la
consultoría considerando como criterios más representativos la replicabilidad de cierta
industria y la proporción que indica la energía producida v/s la producción en cada
empresa.
El levantamiento de información permitió concluir que, si bien las aplicaciones renovables
en la industria aún son escasas, ha sido posible determinar qué sectores han realizado un
mayor esfuerzo por este tipo de implementaciones, dando cuenta que en un porcentaje
casi total las experiencias de aplicación han sido exitosas.
Tanto el sector servicios como la agroindustria resultan ser los sectores industriales más
perceptivos y abiertos a implementar este tipo de proyectos, pues la incorporación de
energías renovables, si bien ayuda a resolver en parte la generación eléctrica o de calor
según sea el caso, también soluciona el problema persistente de los desechos producidos
en los procesos, tema de suma importancia para el sector agropecuario. En su mayoría
riles y excretas producidas en los procesos productivos o de crianza respectivamente son
un contaminante potencial y de complejo manejo en muchos casos. Por ello, la
incorporación de las ERNC les resulta evidentemente una alternativa interesante en vista
que puede ser una solución a estos problemas planteados.
Debido a lo anterior, la cartera de proyectos se ha perfilado principalmente hacia el sector
agropecuario, pues se percibe un interés y una disposición real a trabajar e invertir en este
tipo de tecnologías. A ello se suma que es un sector amplio, con un número
representativo de empresas que participan en el mercado agroindustrial.
Además de la agroindustria, se han identificado otros sectores, como es el sector retail
que posee un consciente interés en disminuir sus costos energéticos y así bajar sus
emisiones contaminantes. Este sector ha comenzado a desarrollar trabajos en el ámbito
de la eficiencia energética con la intención de continuar su esfuerzo e inercia con respecto
al tema energético; tienen un interés en participar en la consultoría aquellos que
participaron de la cartera de proyectos, derivando luego en el desarrollo de la pre‐
factibilidad para el caso de la tecnología fotovoltaica desarrollada.
264
En el levantamiento de la información acerca de las tecnologías implementadas en la
industria, se pudo determinar que el tipo de proyecto más desarrollado son las
instalaciones solares térmicas de baja temperatura, las que son utilizadas en su mayoría
para generar agua caliente sanitaria y calefacción, y en menor proporción se utiliza en
procesos industriales donde se requiere agua caliente. Esta tecnología resulta ser madura
y de rápida implementación, pero los casos particulares evaluados no resultaron ser
rentables, lo que particularmente no supone un factor común para toda la industria solar
térmica.
La consultoría permitió dar cuenta del interés que existe por parte de la industria en la
incorporación de las ERNC. Es relevante comentar la buena recepción por parte de
muchas empresas en participar y ser parte del trabajo realizado; esto hace pensar que en
Chile ya se cuenta con un potencial de empresas que están interesadas en la
incorporación de las ERNC.
Si bien los precios de los proyectos no siempre resultan rentables, sí existe por parte de
algunas empresas de ciertos sectores la voluntad de generar implementaciones de E.R.
concientes del beneficio que éstas entregan y que día a día sus costos se tornarán
competitivos.
En varios de los perfiles desarrollados se demuestra la viabilidad del proyecto planteado,
salvo los casos de instalaciones FV y sistemas solares térmicos, en los cuales variará su
rentabilidad según factores como los costos de implementación, cantidad de energía
producida por la tecnología y el precio del combustible que se desplaza con la instalación.
Tecnologías TIR
SST ‐1%
FV ‐
Biomasa 13%
Mini Hidro 7%
Biogás 11%
Geotermia 33%
Cuadro 16.1: Valores promedio de la TIR obtenidos de los perfiles
Lo anterior evidencia que hoy en día ya existe la posibilidad de generar implementaciones
de energías renovables no convencionales con resultados económicamente viables, y
aquellas que aún no son competitivas lo serán en el corto plazo.
Los precios de las E.R. van disminuyendo, como indica el cuadro 16.2. Algunas tecnologías
poseen costos de inversión competitivos, pero existen otras tecnologías, las que se espera
disminuyan de forma significativa en el costo plazo.
265
Tecnologías US$/Kw instalado
SST 570 (US$/m2)
FV 5.300
Biomasa 280
Minihidro 7.500
Biogás Cogen. 5.300
Geotermia 1.200
Cuadro 16.2: Valores promedio de instalación
Para el caso de los sistemas solares térmicos se deberá considerar otra fuente energética
para satisfacer el 100% de la demanda, por ello, para algunos escenarios, este hecho
resulta en desmedro de la viabilidad de la inversión.
En primera instancia, será importante poder focalizar los esfuerzos en aquellos sectores
que están más interesados en generar aplicaciones de energía renovables con el propósito
de actuar como mecanismo de puente, generando así el interés en el resto de la industria.
El proyecto contempló circunscribirse en el análisis de diferentes alternativas renovables
existentes, de manera de poder diversificar el trabajo en cuanto a tecnologías que se
encuentran disponibles. La elección de los 10 perfiles se resolvió según las condiciones y
características específicas de cada una de las empresas a través de un modelo que
permitía la elección del más óptimo, y cuyo resultado final ha develado que para varios de
los casos planteados la opción de una eventual implementación de la tecnología sería una
alternativa viable.
Si bien en Chile ya existen varias tecnologías maduras, como es la hidráulica, biomasa y
solar térmica, en el desarrollo de los perfiles han resultado ser viables otras tecnologías
menos maduras como es el caso de la generación de biogás para cogeneración. Sin
embargo, los perfiles se plantean como una orientación al lector sobre diferentes
opciones existentes, independiente del resultado obtenido.
La elección de los 10 perfiles desarrollados ha dado cuenta de la variedad de tecnologías
posibles a utilizar en diferentes escenarios. Su desarrollo en una primera instancia permite
poder enfrentarse sobre este tipo de proyectos, y formarse válidamente una idea de la
magnitud de las instalaciones a desarrollar y su aporte en los ahorros y en la disminución
de las emisiones de CO2. Esto dado como resultando que varios de los casos propuestos
podrían resultar ser una alternativa viable e interesante como medio para producir
energía limpia.
266
De los diez perfiles se tomaron dos para el desarrollo de las pre‐factibilidades. Ambas
alternativas fueron elegidas según el interés demostrado por alguna de las empresas
seleccionadas.
La instalación fotovoltaica propuesta resulta ser interesante puesto que podría satisfacer
una parte del requerimiento energético que posee una instalación aislada, o bien
conectada a red con el fin de percibir un pago por la energía inyectada. Esta es una
tecnología de rápida implementación y de baja mantención. Sin embargo, siendo que esta
da cuenta de ciertos atributos interesantes y positivos para tomarla en consideración, hay
una variable que hace retroceder sus buenas características: eelevado precio de su
implementación con respecto a su capacidad de producción.
Hoy en día las instalaciones fotovoltaicas siguen siendo una opción elevada dentro de las
ERNC, si bien su precio ha bajado más de un 50% en estos últimos años. Los proyectos aún
no logran ser financiados en el corto plazo; a esto hay que sumarle a que no existe un
escenario de apoyo con subsidios representativos que ayudaría a tal efecto.
Sin embargo, la pre‐factibilidad desarrollada sobre la creación de un biodigestor para
cogeneración demuestra que su implementación sería viable con un menor esfuerzo si se
compara con el caso anterior.
Si bien se ha propuesto una instalación sencilla de operar, un biodigestor es igualmente
una instalación compleja cuyo equilibrio en sus variables hace depender la producción de
biogás. Para el caso planteado, su implementación se hace rentable debido a que la
empresa aprovecha el calor y la electricidad, lo que produce ahorros significativos en la
cuenta energética.
Si se hubiera considerado sólo la opción de aprovechar el biogás para uso térmico, la
instalación no hubiera sido rentable, puesto que la empresa posee poco consumo térmico,
lo que no justificaría desarrollar tal inversión.
Para el estudio de un biodigestor se debe analizar cada caso puntual, puesto que su
producción dependerá del residuo generado, las temperaturas del sistema y del
emplazamiento, además de la necesidad energética de la empresa, ya sea en calor y/o
electricidad.
Se considera necesario ilustrar el siguiente comentario observado por la cercanía a la
industria durante el desarrollo de la consultoría. Resulta evidente decir que la prioridad
para las empresas es resguardar las finanzas y hacer rentable la empresa. Este hecho
267
deriva a que, en su mayoría las empresas sólo invierten en este tipo de tecnologías en el
caso en que el pay‐back sea menor a dos años y medio.
Lo anterior haría suponer principalmente dos cosas: la primera es que las empresas no
logran visualizar el aporte de las tecnologías, lo cual hace que el mercado de las ERNC
avance lentamente. Según lo observado, las empresas, en una amplia mayoría, aún no
creen en los beneficios de las renovables, siendo escépticas a los buenos resultados que
otorgan. Existe todavía un desconocimiento de los aportes que éstas entregan, sumado a
la elevada inversión inicial, la cual va en desmedro del rápido acercamiento de la industria
hacia las E.R.
Segundo, las empresas aún no asumen o no conciben el hecho de que para desarrollar una
implementación de esta naturaleza los volúmenes de capital necesarios no debieran ser
tomados como un gasto, sino que estos deben considerados como una inversión (a esto se
suma evidentemente una cuota de voluntad y esfuerzo que implica su implementación).
Lo anterior hace una diferencia substancial en cómo se mira la posibilidad de implementar
este tipo de proyectos.
En términos de retorno de la inversión, las empresas deberían asumir que el largo plazo
deberá primar por sobre el corto plazo, puesto que el costo de inversión en E.R. es
elevado. A esto se suma el hecho de que prácticamente no existen ayudas estatales, lo
que no contribuye a que los proyectos se puedan financiar en el corto plazo. A lo anterior
se agrega que las empresas suelen comparar con el mismo parámetro la inversión en E.R.
y la inversión en equipos convencionales.
Las empresas no perciben la inversión en ER como parte de un beneficio reflejado en la
producción. Si bien el aporte de estas tecnologías ayudará a la disminución de la factura
energética y por ello será un beneficio para la empresa, es importante que la industria sea
capaz de entender que la inversión en energías renovables es una oportunidad de negocio
viable asumiendo los tiempos que requiere de este tipo de proyectos.
El apoyo a las ERNC en el sector industrial adecuado permitirá acelerar su presencia,
generando así la creación de capacidades y de un conocimiento al respecto. Se generará
una masa crítica de proveedores y servicios. Las ERNC aplicadas a la industria no requieren
intervención en el marco legal, pues se adaptan al marco existente, lo cual permite su
rápida implantación. La incorporación representativa de las ERNC resulta transformacional
para un país como Chile, generará el desarrollo de una industria que podría tornarse
representativa, lo que sería muy beneficioso para el país.
268
El desarrollo de este trabajo ha sido una instancia interesante como acercamiento a la
industria. Como ya se ha dicho, muchas empresas están perceptivas e interesadas en las
energías renovables. Pero hay otro sector que aún está escéptico frente a éstas. Para
enfrentar este tema será clave el acercamiento de las energías renovables a través de los
seminarios, como también a los proyectos pilotos que poco a poco van surgiendo en
distintos puntos del país.
Lo anterior permitirá que, como vivos modelos de referencia, ayuden a que la industria
pueda ver y palpar de forma representativa, con hechos empíricos y demostrados, los
beneficios y aportes que generan las energías renovables. Ojalá se pueda hacer el mayor
esfuerzo posible por lograr su rápida incorporación tanto en el uso residencial como en la
industria.
Para terminar con las conclusiones, se postula que no todos los perfiles ni ambas pre‐
factibilidades desarrolladas resultan ser rentables en todos sus escenarios propuestos. Las
variables particulares deben adaptarse en caso de intentar una replicabilidad, logrando así
para algunos casos ser viables y en escenarios inviable. Ahora bien, lo que se pretendía en
este trabajo era plantear diferentes escenarios que pudieran ser tomados como modelos
de referencia, con la idea de que lograran motivar e interesar al lector ampliando su
conocimiento.
Para ayudar a fomentar la sustentabilidad ambiental y la confianza ciudadana, con el
propósito de acelerar el desarrollar de la industria de las energías renovables, será
necesario orientar y reforzar las líneas de apoyo a la financiación de las ERNC, además de
promoverlas en todas sus dimensiones, esperando así que para los ciudadanos la
presencia de las renovables les resulte cotidiana y necesaria.
La consultoría intentó mostrar una diversificación en cuanto a tipos de empresas como de
alternativas de perfiles, nutriendo así la cartera de proyectos. Con ello se espera que este
trabajo pueda contribuir, ayudar a motivar y a propiciar un escenario favorable al
desarrollo a las ERNC, un potencial que existe en Chile y que se deberá saber aprovechar.
269
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http://www.monografias.com/trabajos34/calor‐termodinamica/calor‐termodinamica2.shtml
272
18. ANEXO 1 – PLANILLA PARA EVALUACIÓN EMPRESAS
273
ANEXO 2 ‐ CARTA
274
275
ANEXO 3 – PLANILLAS PARA EL LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN DE LAS
EMPRESAS SELECCIONADAS
276
277
ANEXO 4 ‐ INFORMACIÓN DE LAS EMPRESAS DE LA CARTERA DE PROYECTOS
SURFRUT.
Surfrut fue fundada de 1948 por José Crispi. En esos años se cultivaban y exportaban
cherries frescas. EN 1980 se expande la empresa a la generación de alimentos congelados
siendo uno de los líderes en el mundo de la comida deshidratada. Y como una estrategia
de diversificación, la empresa desarrolló el negocio de las conservas y los congelados.
Foto 9.1: Vista entrada a la planta
Hoy en día la empresa posee tecnología innovadora y experiencia en el negocio para
convertirse en una de las mejores productoras de alimentos sanos para todo el mundo.
Todos sus productos son desarrollados y repartidos con el objetivo de satisfacer los más
altos estándares servicios de calidad, para el cumplimiento de las exigencias de los
clientes.
La empresa se mantiene al tanto de las tendencias más recientes y las tecnologías, y esta
produce:
Insumos Toneladas Producidas anuales
Manzanas deshidratadas 2.900
Conservas 528
Proceso de la manzana seca
278
Un porcentaje de la manzana es acopiada en un frigorífico a 6 ºC en espera a ser
procesada. El otro porcentaje de manzanas llega directamente al proceso.
El producto a ser procesado, se vierte a una línea de agua para su remojo de modo que se
limpie la fruta. Una rampa de alimentación lleva las manzanas a un calibrado estas son
separadas según tamaños y luego cada tamaño es transportado por bandas paralelas,
hacia un estanque de agua en el cual manualmente son seleccionados según calidades.
Luego, las manzanas son dirigidas a unos peladores los cuales eliminan la cáscara y el
corazón de la fruta (9 máquinas Atlas eléctricas). Luego se rematan manualmente las
imperfecciones de pelado y descorazonado.
Una vez pelada la fruta, esta es elevada por una correa, la producción de baja calidad llega
a un estanque de agua y la materia prima de buena calidad llega a un estanque de agua
con metabisulfito para que la manzana mantenga un color blanco y no se oxide.
Cada una de las calidades de manzanas, de forma independiente, se dirige por una cinta
transportadora hasta una cortadora, la cual trocea las manzanas en cubos de
aproximadamente 5x5 mm. Los cubos de manzana son transportados a una piscina, de
esta la manzana ya picada sale hacia una banda vibratoria que logra extraer gran parte del
agua que lleva el producto. Luego, las manzanas pasan por una máquina laser que elimina
los cubitos con imperfecciones, eliminándolas del proceso.
La materia seleccionada se deriva a unos hornos para el secado (4 hornos energizados con
vapor de una caldera a petróleo). La manzana del horno sale seca, con la cual elaboran
diferentes productos. La materia prima es el “cubo de manzana” seca. Otro proceso es el
centrifugado de la manzana para hacer polvo de manzana.
Con los cubos de manzana se hace otro producto, este es la generación de hojuelas de
manzana. Los cubos son enviados a un horno (Ekline), a su vez, estos son presionados
mediante un rodillo para generar las hojuelas. Luego las hojuelas pasan a un enfriador a
16ºC para evitar que se humedezcan con el calor una vez salido del horno.
Luego, antes del despacho, se acopian en una cámara de frío.
Las cáscaras y los centros de las manzanas, se transportan mediante correas
transportadoras a un molino martillo, este logra cocer el producto, separando a la vez, la
pulpa, de los desechos. De ello se obtiene la pulpa la cual entra en un horno de secado
(Drumdried). Por otro lado, con la cáscara de manzana, una vez molida se genera la fibra
de manzana.
279
Proceso de la Conservas
Las cubas de proceso de las cerezas que se convertirán en marrasquinos se acopian en
cubas improvisadas en el suelo, estas son agujeros hechos en la tierra imitando la forma
de una cuba con un radio aproximado de 5 metros de diámetro y unos 3 metros de
profundidad, cada uno de estos ha sido forrado con plástico de nilón para mantener el
producto a lo largo del tiempo. Esta sencilla forma de acopio, es suficiente para contener
la fruta sin que deba ser refrigerada durante la temporada.
A las cubas del suelo ya con la fruta, se les incorpora agua, sulfitos y CO2, los cuales
contribuyen a su conservación.
Para la extracción del agua y las cerezas, se utiliza una bomba para bombear agua mas las
cerezas, a otros contenedores donde se inicia el proceso de preparado de la fruta para la
conserva. De los contenedores, unos operarios trasvasijan a mano el producto hacia la
línea de circuito.
Una vez el producto (cerezas) en el circuito llega a una máquina que separa los palos y las
hojas de la fruta, luego pasa por un calibrador, para separarlas según tamaños. Una vez
calibrada la fruta se guarda en contenedores, que a la hora de requerirse para el proceso
de enlatar, se envía a través de un ducto hasta la zona final de procesos. El carozo se ha
extraído en una descalzadora.
Se debe calentar vapor en los contenedores a 45ºC., las guindas se sulfitan para que
queden blancas. De los contenedores, bins, se transportan las cerezas a través de una
banda que los lleva hasta una máquina que vierte las cantidades precisas de cerezas en las
latas de conservas, a ello se le agrega la proporción correspondiente de almíbar, el cual,
viene desde un estanque a una temperatura de ebullición y el cual es transportado a
través de un circuito de tubos especialmente diseñado, de este modo, el almíbar llega a
un contenedor antes de que se vierta en cada tarro la dosis precisa que requiere cada
unidad de conserva.
Cada tarro de conservas es sellado, y para evitar que haya quedado algún tipo de
contaminación en su interior, estos pasan a una máquina cocedora que trabaja a 95 ºC, de
este modo se esteriliza el producto. Luego, cada conserva pasa a una piscina con agua de
red para enfriar el producto acabado.
a) Diagrama de procesos
Diagrama 1: Procesos Manzana seca y derivados
280
Requerimiento energético Etapa Máquina utilizada
Manual Recepción Manual
Electricidad Limpieza Bomba impulsión de agua
Electricidad Calibrado Motor eléctrico
Manual Selección calidad Manual
Electricidad Limpieza 9 máquinas Eléctricas Atlas
Manual Remate imperfecciones Manual
Electricidad Transporte a cortadora Máquina eléctrica
Electricidad Cortadora Máquina eléctrica
Electricidad Piscina vibratoria Máquina eléctrica
Electricidad Laser para selección Máquina eléctrica
Térmico Secado 4 hornos de caldera
Térmico Hojuela y Pulpa seca Horno Ekline y drumbried de Caldera
Térmico Fibra de manzana Caldera
Electricidad Congelado Molino o martillo
Diagrama 2: Procesos conservas
Requerimiento energético Etapa Máquina utilizada
Manual Acopio de guindas en foso Manual
Electricidad Extracción de materia prima del foso Bomba eléctrica 4 KW
De contenedor a línea de procesos Manual
Electricidad Extracción de palitos y hojas Motor eléctrico
Electricidad Calibración Motor eléctrico
Vapor Descalzadora Consumo Eléctrico
Electricidad Envío fruta zona contenedores para enlatado Motor eléctrico
Vapor Generación de almíbar Eléctrico y vapor
Electricidad Llenado del receptáculo de conservas Motor eléctrico
Electricidad Sellado del tarro Motor eléctrico
Vapor Cocedora Vapor
Electricidad Piscina de frío Motor eléctrico
Acopio Manual
b) Equipos relevantes del proceso – Consumo de energía
Equipos Nº Equipos KWh/día
Iluminación S/I 779,7
Bombas y motores 66 4195
Compresores 2 577,1
Cintas 36 864
281
Detector 2 78,5
Ventiladores 64 10174,1
Extractores 12 1532
Centrífuga 4 634,9
Refinadora 1 60
Tolva 1 15,4
Selladora de cajas 1 7,7
Volcador 1 7,7
Elevador 15 317,4
Calibrador 2 60
Hornos bandejeros 4 645
Raspadores 10 192,3
Brazo Hidráulico 2 49,3
Bastidor 4 98,5
Agitadores 4 60
Central Hidráulica 2 346,1
Descarozadora 2 61,5
Gráfico 4: Gastos energéticos por proceso o equipos.
Los ventiladores, las bombas y motores poseen un elevado consumo energético respecto
del resto de equipos, pero para visualizar de mejor manera el consumo de cada sección
del proceso, se presenta la lista que se muestra a continuación.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Equipos
Iluminación
Bombas y m
otores
Compresores
Cintas
Detector
Ven
tiladores
Extractores
Cen
trífuga
Refinadora
Tolva
Selladora de cajas
Volcador
Elevador
Calibrador
Hornos bandejeros
Raspadores
Brazo Hidráulico
Bastidor
Agitadores
Cen
tral Hidráulica
Descarozadora
282
Procesos KWh/día
Envasado 1 143,8
Envasado 2 36,1
Envasado 3 615,3
Envasado 4 32,5
Gránulos 830,7
Línea manzana 1 1037,9
Línea manzana Anillos 184,3
Atlas (9 Máquinas) 463,8
Horno continuo 1 3618,6
Horno continuo 2 3596,6
Horno continuo 3 3164,8
Horno continuo 4 2570,5
Horno drydrer 1227,6
Horno bandejero 764,0
Hornno modular 539,9
Planta riles 676,8
Conservas 697,5
Proceso Sulfitado 555,3
Caldera 1722,1
Dado los gastos energéticos, se procede a graficar los consumos, esto con el fin de
mejorar su visualización.
0,0 1000,0 2000,0 3000,0 4000,0
Envasado 1
Envasado 2
Envasado 3
Envasado 4
Granulos
Línea manzana 1
Línea manzana Anillos
Atlas (9 Máquinas)
horno continuo 1
horno continuo 2
horno continuo 3
horno continuo 4
horno drydrer
hormo bandejero
hormno modular
Planta riles
Conservas
Proceso Sulfitado
Candera
Kwh/día
283
Gráfico 5: Gastos energéticos por proceso o equipos.
Se observa, que los mayores consumos son eléctricos en los equipos de ventilación y
térmicos en los procesos de uso de vapor. Con ello, se adelanta que existe un esfuerzo
mayor por energizar los procesos de calor, estos necesarios en toda la cadena productiva.
Foto 9.2: Compresores para sector de cámaras de frío
c) Tipo de cliente
Cliente Libre (Si/No) NO Tipo de tarifa eléctrica AT4.3Potencia Total conectada (KW) 2.000Nº de empalmes 1 Flexibilidad en el contrato con la compañía No
Nota: El precio a pagar para una cuenta AT4.3 incluye la medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia suministrada.
d) Tipo de residuo y caracterización
Tipo residuo Volumen (m3) R. Orgánicos de frutas 20
Riles 700
La caracterización de los riles se presenta a continuación:
Caudal (m3/día) 700 DBO5 (ppm) 2000 a 4000 SST (mg/l) 400 PH 7,8
284
NTK (mg/l) 22
Los riles generados son 700 m3/día, estos llegan a lo sedimentadores y luego son elevados
hacia unos conos que permiten tratar el agua con floculante y coagulante, este último
hace que las partículas no deseadas se junten y el floculante favorece a que estas tomen
peso para que se produzca la decantación, un proceso de 30 minutos aproximadamente.
El agua se filtra hasta que sea apta para riego, y con los lodos obtenidos del filtrado se
hace compostaje.
Residuos orgánicos generados equivalen a 9.000 Kg/día, 20 m3 como indica la
información. Será importante conocer su grado de humedad con el fin de saber
potencialmente si existe la posibilidad de aprovecharlo como combustible para una
eventual caldera.
e) Recursos renovables identificados
SURFRUT
Recurso Disponibilidad Cantidad promedio
Solar Medía 4,8 KWh/m2/día
Biomasa Muy Alto Total disponibilidad
Biogás Medía 700 m3/día
Geotérmico Bajo No disponible
Eólico Bajo No disponible
Cuadro 9.1: Recursos renovables disponibles en la zona
Disponibilidad: Muy alta, Medía, Baja.
Cantidad promedio: Se utilizará la palabra “No disponible” en el caso que no se disponga del recurso. Si se sabe a priori
que existe el recurso se pondrá “Total disponibilidad”, o bien el valor numérico del recurso.
La zona donde se emplaza la planta posee una irradiación solar que podría eventualmente
servir para energizar una instalación solar térmica o fotovoltaica. Sin embargo, el recurso
solar no está presente todo el año con la misma intensidad por lo que desarrollar una
instalación que satisfaga la necesidad de la planta en calor o electricidad sería inviable por
sus costos.
Otra posibilidad para desarrollo de un perfil sería la posibilidad de aprovechar los riles
para producir biogás. Para ello, será importante medir la potencialidad del biogás, como
medida para sustituir un equipo tradicional con consumo fósil.
Esta zona del país posee industrias del sector forestal, lo que a priori se intuye, que podría
ser una opción viable proveerse de los desperdicios de la industria maderera para una
285
caldera de biomasa. El volumen de carozo podría eventualmente ser aprovechado para tal
efecto en caso eventual que fuera posible disminuir su porcentaje de humedad.
Mas adelante, se determinará, cuál de las opciones es la más recomendable para el
desarrollo de un perfil.
f) Motores y Equipos que abastecen de energía.
Equipos de generación Cant.
unidades Usos Alimentación Potencia nominal Hr de uso/día
Caldera petróleo 1 1 Térmica Petróleo 6 8.064 KW 14
Caldera petróleo 2 1 Térmica Petróleo 6 3.926 KW 14
Caldera petróleo 3 1 Térmica Petróleo 6 2.454 KW 3
Cuadro 9.2: Equipos que proveen de energía a la planta
Foto 9.3: Caldera a petróleo de potencia 4 Mw.
Foto 9.4: Caldera a petróleo de potencia 8 Mw.
g) Consumos de energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico KWh 20.756
286
Consumo Térmica vapor KWh 148.944
Consumo Gas Licuado m3 0.25
Consumo Petróleo m3 12
Potencia nominal eléctrica KW 1.500
Potencia nominal térmica KW 10.000
Como se observa, el consumo considerable de la planta consiste en la electricidad y el
petróleo para vapor, dado por:
Eléctrico KWh Horas KWh/día
Consumo hora baja 1.021 16 16.340
Consumo hora punta 736 6 4.416
Total día 20.756
Térmico KWh Horas KWh/día
Consumo hora alta calderas de vapor 6.456 18 116.208
Consumo hora baja calderas de vapor 5.456 6 32.736
Total día 148.944
Cuadro 9.3: Promedio y distribución de consumos energéticos durante una jornada
Cuyo grafico está representado como:
Gráfico 6 Perfil del consumo energético diario.
El consumo térmico tiene una disminución en la madrugada, ascendiendo a las 6 de la
mañana cuando se inician las faenas, el resto del día es prácticamente contante.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Consumos Eléctrico Kw
Consumo Térmico Kw
287
El consumo eléctrico tiene una disminución puesto que la planta no posee generadores
para las horas en que existe un aumento en la tarifa eléctrica, entre las 18:00 horas y las
23:00 hr., entre las fechas 1 abril hasta el 30 de septiembre. Por lo que en dichos
momentos se intenta disminuir la demanda eléctrica.
La planta posee unas emisiones de CO2 mostrada en la siguiente tabla:
SURFRUT Unidades Cantidades/día Kg/CO2
Consumo Eléctrico KWh/día 20.756 9.340
Consumo Gas Licuado Kg/día 113 310
Consumo Petróleo Kg/día 11.988 36.563
Será importante poder disminuir el consumo de combustible fósil que genera una
contaminación de 46.214 Kg/CO2 día, para disminuir este, se intentará proponer una
alternativa de energías renovables que permita reducir lo mas significativamente posible
las emisiones generadas.
Para terminar se comenta, que como los recursos renovables disponibles en la zona están
limitados a los que se muestran el cuadro 10.1, entonces se deduce que las opciones para
desarrollar un perfil serían: Instalación solar térmica, biogás y biomasa.
288
MAXAGRO‐Procesadora de cerdos.
La empresa nace y se constituye como un productor y comercializador agroindustrial,
estructurado fundamentalmente en tres diferentes áreas, siendo dos de ellas las crianza
de cerdos y la faenadora.
Foto 9.5: Parte de la cadena de la procesadora de cerdos
La empresa se ha comprometido con el medio ambiente a través de sus procesos
productivos siendo productores circunscritos en los acuerdos de producción limpia
mejorando las condiciones productivas y ambientales.
Si bien han estado acercándose a la incorporación de las energías renovables con la
incorporación de un biodigestor para la zona de crianza, no han podido implementarlo por
su diseño deficiente. La consultoría no abordará los planteles de crianza donde se
obtienen los purines para la generación del biogás sino que se hará el estudio sobre la
faenadora, la cual posee otros requerimientos tanto térmicos como eléctricos.
La empresa se rige bajo la política de bioseguridad estableciendo por el Servicio Agrícola y
Ganadero, además de contar con un reglamento interno con el fin de prevenir el ingreso
de enfermedades a la empresa y fuente de trabajo pudiendo ingresar sólo personas
autorizadas al criadero, planta de alimentos y faenadora.
Aproximadamente faenan 1600 cerdos/día, unas 547.500 unidades al año.
Los cerdos llegan del camión directo a los corrales a la espera de entrar en el proceso de
faena, antes de esta etapa ha existido un proceso y protocolo exigente hasta el arribo de
los animales a la planta.
289
Una vez entran a la faena, ingresan 5 cerdos a una butina, la cual lleva los animales a una
zona inferior que le inyectan CO2 de modo de reducir la resistencia y adormecerlos. Una
vez sube la butina los cerdos caen sobre una cinta transportadora para encadenarle
cualquiera de las patas traseras, y se eleva para realizar su desangrado, para ello, se le
hace al cerdo una incisión con un movimiento hacia el interior de la cavidad torácica con el
cuchillo tubular, el cual debe cortar las venas yugulares y las arterias carótidas. Esta
actividad se debe llevar a cabo justo cuando el animal se encuentre encima del tanque
almacenador de sangre, para así asegurarse de que se recoja la mayor cantidad de sangre
posible, con esta se hace harina de sangre.
Luego el cerdo es trasladado por los rieles mecánicos y sumergido en el tanque de
escaldado con agua a 60ºC, que permitirá que al cerdo se le abran los poros, luego pasa a
una máquina depiladora, para la extracción de las cerdas. Para terminar de rematar la
depilación total, el cerdo pasa por una flameadora que como un soplete elimina el resto
de cerdas.
Luego pasa a las sala de viscerado, se vacía el interior (vísceras rojas y blancas), se pesa,
para luego cortar el animal por la mitad, en sección longitudinal.
Un Médico Veterinario evalúa visualmente la parte interna de la canal, posteriormente a
esto le hace una palpación para verificar el estado de la carne, luego procede a una
revisión de los ganglios linfáticos y órganos internos del animal, con ello determinará si el
producto es apto para el consumo humano
Una vez cortado y revisado, la canal es sometida a un choque térmico de 35 º C a 27ºC y
luego pasa a una cámara de ecualización la cual permite nivelar la temperatura del cerdo
entre los 5ºC a 6ºC. Se deja un período de 24 horas de modo que permita reducir la
temperatura en toda la canal para luego pasar a la sala de desposte. Separándose en
producto de exportación y consumo nacional.
Luego, con los desechos, entran a un proceso de rendering el cual son aprovechados para
hacer aceite y harina como alimento para otro tipo de animales.
a) Diagramas de procesos
Diagrama: Faena del cerdo
Requerimiento energético Etapa Máquina utilizada Energía proceso
Manual Recepción Manual
Eléctrico/gas Adormecimiento gas CO2
Manual Colgado Manual
290
Manual Estocado Manual
Vapor Escaldado Escaldadora 60º C
Vapor Depiladora Piscina 61º C
Gas Flameadora Soplete Gas
Eléctrico Viscerado Lavado Bandejas Caldera
Eléctrico Corte Longitudinal Sierra Sagital Elec. / Vapor
Eléctrico Choque térmico Compresores 17°C
Eléctrico Cámara Ecualización Compresores 5º C a 6ºC
Eléctrico Desposte Lavadora de bandejas 50 º C
Vapor Rendering Digestor Caldera
Vapor Limpieza general Sistema de bombeo 45ºCa 50ºC
b) Equipos relevantes del proceso – Consumo energía
Equipos Cantidad KW/día
Luminarias S/i 154,42
Equipos de frío 11 81,79
Sopladores 3 11,15
Compresores 19 2701,15
Condensadores 9 113,60
Motores túnel 1 106,37
Motores ecualizado 1 29,12
Butina 1 6,27
Unidad Hidráulica 3 30,80
Diferentes tipos de bombas 19 202,75
Motores de procesos 21 237,79
Lamella conveyor 34 58,39
TCS 3 275,20
Deshumidificador 3 49,44
Prensa 1 30,27
Esterilizadores 8 67,40
Evaporadores 1 29,47
Escaldadora/depiladora/flameadora 3 47,78
Lavadora de Bandejas 1 28,53
Digestor 1 26,67
Otros procesos 110 477,52
291
Gráfico 7: Principales tipos de consumos durante una jornada de trabajo en KWh/día.
El gráfico permite visualizar los consumos más relevantes de la planta, sin duda es la
refrigeración industrial puesto que hay un sin número de cámaras que llegan a
temperaturas de 40 ºC bajo cero. Los equipos para generación térmica también son
relevantes puesto que la necesidad de vapor es requerida a lo largo de todo el proceso de
faena.
Foto 9.6: Generador de 400 Kva.
Foto 9.7: Compresor de 400 Hp.
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000
Iluminación
Refrigeración Industrial
Aire comprimido
Motores
Líneas de procesos con …
Aire Acondicionado
Proceso Industrial
Kwh/día
292
c) Tipo de cliente
Cliente Libre (Si/No) NO Tipo de tarifa eléctrica AT4.3Potencia Total conectada (KW) 1.039Nº de empalmes 1 Compañía con la que poseen el contrato eléctrico CGE
d) Tipo de residuo y caracterización
Tipo residuo Volumen (m3) Purines 8 Riles 600
Nota: No poseen caracterización de los riles.
e) Recursos renovables identificados
MAXAGRO
Recurso Disponibilidad Cantidad
Solar Medía 4,73 KWh/m2/día
Biomasa Alto Total disponibilidad
Biogás Alto 70 a 170 m3
Geotérmico Bajo No disponible
Eólico Bajo No disponible
Cuadro 9.4: Recursos renovables disponibles en la zona
Por lo tanto, los recursos renovables disponibles en la zona están limitados a los que se
muestran en el cuadro 9.4.
La zona posee áreas forestales de modo que se podría aprovechar su desperdicio para
alimentar una eventual caldera de biomasa.
Si bien poseen un volumen de riles considerable, los cuales cuentan con una elevada carga
orgánica para la generación de biogás, estos no podrán ser utilizados puesto que la planta
no cuenta con la caracterización de dichos desperdicios, sumado a que actualmente existe
un planta de tratamiento que permite la purificación de los fluidos.
Si bien es una zona donde hay irradiación solar durante un largo período de tiempo, se
deberá estudíar qué alternativa será la más conveniente como sistema de reemplazo de
algún equipo de la planta, de consumo térmico o eléctrico.
293
Entonces se deduce que las opciones para desarrollar un perfil sería: Instalación solar
térmica y biomasa.
Más adelante, se determinará, cuál de las opciones es la más recomendable para el
desarrollo de un perfil.
f) Motores y equipos que abastecen energía.
Equipos de generación Cant. unidades Usos Alimentación Potencia nominal Hr/día
Caldera biomasa 1 Térmica Biomasa 1 Mw 18
Calderas Petróleo – 1000 1 Térmica Petróleo 6 0,7 Mw 18
Calderas Petróleo ‐ 600 1 Térmica Petróleo 6 0,4 Mw 24
Generadores diesel P‐450 2 Eléctrica Diesel 0,5 Mw 6
Generadores diesel P‐1000 1 Eléctrica Diesel 1 Mw 6
Cuadro 9.5: Equipos que proveen de energía a la planta
El consumo de la planta es principalmente eléctrico, pero para evitar el aumento de tarifa,
a las 17:30 se activan los 3 generadores a diesel, estos funcionarán hasta las 23:30 hr.
La caldera de biomasa requiere 60 m3/día de madera y aserrín, esta se utiliza para el
proceso de generación de harina y los sub productos de esta. La caldera recibe agua
caliente filtrada por los ablandadores y es acopiada en un estanque.
La primera caldera de 0,4 Mw cubre lavado y parte de procesos.
La segunda caldera de 0,7 Mw cubre línea general, procesos, escaldado y lavado bandejas.
g) Consumos de energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico KWh 6.013
Consumo Térmico vapor KWh 22.200
Consumo Térmica agua caliente m3 260
Consumo Gas Licuado Kgs 1.125
Consumo Petróleo Lts 1.428
Consumo Diesel Lts 804
Consumo Leña o biomasa m3 60
Potencia nominal eléctrica KW 599
Potencia nominal térmica KW 2.200
294
Como se observa, el consumo de energía eléctrica como térmica diaria, está dado por el
siguiente cuadro:
Eléctrico KWh Horas KWh/día
Consumo hora baja 326 16 5.211
Consumo hora punta 100 8 802
Total día 6.013
Térmico KWh Horas KWh/día
Vapor alto consumo 700 18 12.600
Vapor Bajo consumo 400 24 9.600
Total día 22.200
Cuadro 9.6: Promedio y distribución de consumos energéticos durante una jornada
Cuyo grafico está representado como:
Gráfico 8: Perfil de energía eléctrica durante las 24 hr.
0
50
100
150
200
250
300
350
Consumo Electrico Kw de red
Consumo Electrico de generadores
0
200
400
600
800
1000
1200
Consumo Térmico Kw
295
Gráfico 9: Perfil de energía térmica durante las 24 hr.
El consumo eléctrico es reemplazado por los generadores a la hora de un aumento en la
tarifa, de este modo, el reemplazo de los generadores, de un sistema alternativo para
proveer la energía eléctrica no sería viable por su elevada demanda y sus costos
asociados.
Si se analiza la curva de consumo térmico, es posible percatarse que existe una demanda
las 24 horas, que si bien el consumo no es constante, siempre existirá un consumo fijo, por
ello sería una alternativa considerar su reemplazo.
La planta posee unas emisiones de CO2 mostrada en la siguiente tabla:
MAXAGRO Unidades Cantidades Kg/CO2
Consumo Eléctrico KWh/día 6.013 2.706
Consumo Gas Licuado Kg/día 1.125 3.094
Consumo Petróleo Kg/día 1.428 4.355
Consumo Diesel Kg/día 683 1.906
Será importante poder disminuir el consumo de combustible fósil, el que genera una
contaminación de 12.061 Kg/CO2 día, para disminuir este, se intentará proponer una
alternativa de energías renovables que permita reducir lo más significativamente posible
las emisiones generadas.
Para ello, las alternativas de generación energética renovable serían: Sistemas
fotovoltaicos, solares térmicos, biogás y biomasa.
296
ARIZTIA ‐ Aves
Las carnes de ave están conformadas por carne de pollo, conocido como “broiler”, carne
de pavo y carne de gallinas reproductoras y ponedoras. La mayor producción de Ariztía es
la carne de pollo.
Foto 9.8: Vista entrada a la planta Ariztía
Con respecto a las Plantas Faenadoras, los impactos son generados por: residuos
industriales líquidos, residuos sólidos, olores, ruidos, vectores sanitarios (moscas y
roedores).
Cuando alcanzan la edad de faena los pollos son retirados de los galpones y transportados
al matadero donde serán faenados. La remoción de los pollos de los galpones es un
proceso que abarca diferentes etapas ‐ programación de retiro, ayuno, preparación del
galpón, recolección y, finalmente, transporte al matadero.
Primero se reciben los pollos y pavos, una vez en el matadero, se extraen las aves de las
jaulas y se suspenden por las patas de los ganchos individuales de que está provista la
cinta o cadena de transporte. La extracción de las jaulas y la suspensión de la cadena son
operaciones que deben realizarse con mucho cuidado para evitar traumatismos
mecánicos (contusiones, hematomas y heridas de los miembros), que dañarían la calidad
de las canales. Las jaulas vacías se pesan a continuación (tara) y pasan finalmente a la
instalación de lavado y desinfección.
Luego, los pollos pasan a la zona de insensibilización desangrado, las aves deben ser
sacrificadas dentro de las 24 hs siguientes a la llegada. La sangría debe realizarse
inmedíatamente después del aturdimiento o insensibilización. Las aves se desangran
sobre un canal con pendiente suficiente y fácil de limpiar, construido de tal manera que
297
no salpique afuera. Hay que cuidar que la sangre no entre en contacto con otros efluentes
líquidos, para luego ser utilizada en la elaboración de harina de sangre.
El paso posterior, el escaldado, es introducir las aves siempre colgadas en la noria, en un
equipo de escaldado. Se recomienda que la temperatura del agua debe ser entre 52° y 56°
C y el tiempo no mayor a los 3 minutos. El agua caliente afloja la inserción de las plumas
en los folículos para facilitar la extracción mecánica de las mismas. La temperatura y el
tiempo de escaldado son parámetros que deben ser controlados para lograr el correcto
aflojamiento de las plumas y evitar el sobrecalentado que genera el cocimiento del pollo.
A continuación los pollos ingresan a un equipo de pelado en el que se extraen las plumas.
El equipo consta de dedos de goma que giran sobre ejes en sentido inverso. Los pollos
pasan entre los dedos, eliminando las plumas que caen en la parte inferior del bastidor del
equipo. Luego para eliminar el resto de plumas pasan a una zona manual para la
extracción total de estas.
A fin de eliminar restos de suciedad, las carcasas ingresan en un equipo duchador. El
mismo consta de un gabinete donde las aves colgadas reciben una lluvia a presión con un
flujo direccional que abarca toda la carcasa, se utiliza un promedio de 1,5 litros por ave. La
función de este lavado es eliminar coágulos, y otros contaminantes adheridos a la
superficie de las canales. El agua utilizada en este proceso debe ser potable. Después del
lavado y antes del eviscerado son eliminadas patas y cabeza.
El ave sin pluma, y sin cabeza ni patas es colgada y transferida en una noria independiente
hacia la zona de evisceración. Allí, mediante equipos automáticos, se efectúan los cortes
abdominales necesarios para la extracción de las vísceras. En esta etapa, hay que tener
mucho cuidado a fin de evitar rupturas del aparato digestivo que pueda contaminar la
superficie de la carcasa. Un factor importante es tener en ayunas a las aves 8 hs antes de
la faena para evitar contaminaciones por rotura de vísceras.
Luego de extraídas las vísceras los pollos son lavados para luego ser dirigidos a unas tinas
de agua fría a 1ºC que además incorporan un cierto volumen de hielo de modo de
disminuir la temperatura de las aves. El dispositivo de enfriado posee un sistema de
traslación mediante paletas o tornillo sinfín transportando las carcasas de un extremo al
otro. El baño en las tinas dura aproximadamente 45 minutos de modo que permita bajar
el agua del pollo a 4ºC. Luego, se realiza otro golpe de frío mediante el cual se obtiene
“pollo seco”, consiste en una cámara por la cual se hace circular aire forzado a muy baja
temperatura. Así, se logra un pollo enfriado con un contenido de humedad inferior al
298
obtenido por inmersión en tanques con agua el pollo llega a una temperatura entre los 1 a
0ºC.
Una vez faenado el pollo pasa a empaque según el corte y su almacenamiento refrigerado
según exportación o consumo interno.
Paralelamente existe una máquina deshuesara la cual aprovecha los huesos para hacer
polvo de huesos. Además se incorpora una sección en la cual la carne que queda adherida
al hueso del pollo es mecánicamente recuperada como un sub producto vendido para
embutidos.
a) Diagramas de procesos
Diagrama: Procesos faena aves
Requerimiento energético Etapa Máquina utilizada Energía del proceso
Manual Recepción de pollos 2 bombas hidráulicas 44 KW
Eléctrico Colgado Transportadora 20 KW
Eléctrico Insensibilizado Transportadora 20 KW
Manual Desangrado Eléctrico 10 KW
Eléctrico/Calor Escaldado Caldera/ Sopladores 52º C/50 KW
Eléctrico Desplumado 32 motores 79,2 KW
Eléctrico Eviscerado Bombas de vacio 44 KW
Eléctrico Lavado Motores para Bombeo 4 KW
Eléctrico Enfriado 1 Compresores Agua fría 1ºC + hielo
Eléctrico Enfriado 2 Compresores Aire frío a 1ºC a 0º C
Manual Empaque Entero Vapor/eléctrico 150 Kg/hr /5 KW
Eléctrico Empaque Automático Eléctrico 30 KW
Manual Almacenamiento Compresores Cama congelado ‐18 º C
b) Equipos relevantes del proceso ‐ Consumo energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Iluminación KWh 200
Refrigeración Industrial KWh 4.700
Aire comprimido KWh 75
Motores KWh 320
Proceso Industrial KWh 710
Producción de vapor KWh 99.960
Agua caliente para duchas m3 30
Agua caliente casino m3 5
299
Agua caliente lavandería m3 12
Agua caliente escaldadora a 40º C m3 115
Agua caliente lavamanos entre 35º C y 40º C m3 500
Gráfico 10: Tipos de consumos eléctricos durante una jornada de trabajo.
El gráfico permite visualizar el elevado consumo de refrigeración industrial. Será
interesante analizar las potencialidades que existen en este caso. No se ha representado
el consumo de vapor puesto que es proporcionalmente muy elevado con el resto de
consumos.
Por otro lado se ha identificado una demanda de necesidad térmica para la limpieza de
equipos. En la actualidad dicha limpieza se realiza con agua fría, lo que podría ser una
alternativa interesante poder satisfacer dicha necesidad térmica.
Foto 9.9: Caldera a petróleo
c) Tipo de cliente
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000
Iluminación
Refrigeración Industrial
Aire comprimido
Motores
Proceso Industrial
Kwh/día
300
Cliente Libre (Si/No) NO Tipo de tarifa eléctrica AT4.3 Potencia Total conectada (KW) 1.039 Nº de empalmes 3 Flexibilidad ene l contrato con la compañía No Compañía con la que poseen el contrato eléctrico CGE
d) Tipo de residuo y caracterización
Tipo residuo Volumen (m3/día) Recurso que posee la planta Residuos orgánicos 8 Restos de huesos y carne Riles 5.000
Características Físico Químicas de los riles. Caudal (m3/día) 5.000
DBO5 (ppm) 2.243 DQO (ppm) 5.301 SST (mg/l) 1988 PH 6.5 Aceites y grasas (mg/l) 1.189
Caracterización de los lodos % Humedad 86 Volumen (m3/día) 70
Foto 9.10: Planta de tratamiento
e) Recursos renovables identificados
ARIZTIA
Recurso Disponibilidad Cantidad
Solar Medía 4,6 KWh/m2/día
301
Biomasa Bajo No disponible
Biogás Alto 5.000 m3/día
Geotérmico Bajo No disponible
Eólico Bajo No disponible
Cuadro 9.7: Recursos renovables disponibles en la zona
Por lo tanto, los recursos renovables disponibles en la zona están limitados a los que se
muestran en el cuadro 9.7.
La planta posee un volumen particularmente interesante de riles, los cuales poseen una
carga orgánica elevada, lo que potencialmente permitiría aprovecharlo para generar
biogás.
Si bien es una zona donde hay irradiación solar durante un largo período de tiempo esta
disminuye considerablemente en épocas de invierno.
Se deberá estudíar qué alternativa será la más conveniente para aprovechar los recursos y
generar la energía suficiente para satisfacer la demanda de un cierto proceso o equipo.
Entonces, se deduce que las opciones para desarrollar un perfil sería: Instalación solar
térmica o Fv y biodigestor.
f) Motores y equipos que generan energía
Equipos de generación Unidades Usos Alimentación Potencia nominal Hr/día
Generador 1 Eléctrica Diesel 1 Mw Sin Uso
Caldera Diesel 1 Térmica Diesel 7,7 Mw 24
Cuadro 9.8: Equipos que proveen de energía a la planta
La caldera Diesel es un elemento que sería recomendable sustituir si es que las
mediciones de recurso lo permiten, su utilización es a lo largo del día aunque su utilización
con es constante puesto que variará de la demanda y el funcionamiento de la planta, si su
consumo es significativo.
g) Consumos de energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico KWh 72.066
Consumo Térmica KWh 99.960
Consumo Gas Licuado Lts 300
Consumo Diesel Lts 4.333
302
Potencia nominal eléctrica KW 4.000
Potencia nominal Térmica KW 7.700
Como se observa, el consumo de energía eléctrica como térmica diaria, está dado por el
siguiente cuadro:
Eléctrico KWh Horas KWh/día
Consumo hora baja 3.203 18 57.652
Consumo hora punta 2.402 6 14.413
Total día 72.065
Térmico vapor KWh Horas KWh/día
Vapor procesos/ limpieza bajo consumo 4.000 6 24.000
Vapor procesos/ limpieza medio consumo 4.165 12 49.980
Vapor procesos/ limpieza alto consumo 4.330 6 25.980
Total día 99.960
Cuadro 9.9: Promedio y distribución de consumos energéticos durante una jornada
Cuyos grafico está representado como:
Gráfico 11: Perfil del consumo eléctrico y térmico durante las 24 hr.
Puede observarse, que el consumo eléctrico aunque decrece no cae por completo, este no
es reemplazado con generadores en las horas en que la tarifa eléctrica aumenta, sino que
la empresa disminuye su consumo a dichas horas.
La curva del consumo térmico varía a lo largo del día pero este es permanente. Por la
mañana comienza con un elevado consumo para luego declinar a medio día, para
mantener el consumo a lo largo de la tarde, el cual disminuye en la madrugada.
La planta posee unas emisiones de CO2 mostrada en la siguiente tabla:
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
Consumo Eléctrico Kwh
Consumo Térmico Kwh
303
ARIZTIA Unidades Cantidades Kg/CO2
Consumo Eléctrico KWh/día 72.066 32.430
Consumo Gas Licuado Kg/día 150 413
Consumo Diesel Kg/día 3.683 10.276
Será importante poder disminuir el consumo de combustible fósil que genera una
contaminación de 43.118 Kg/CO2 día, para la disminución de este, se intentará proponer
una alternativa de energías renovables que permita reducir lo más significativamente
posible las emisiones generadas.
Para ello, las alternativas de generación energética renovable serían: Sistemas
fotovoltaicos, solares térmicos y biogás. La decisión de la tecnología a desarrollar y la
energía a producir será decidida en el capítulo correspondiente al desarrollo del perfil.
JUMBO ‐ Hipermercado
El supermercado pertenece a una cadena de supermercados de gran tamaño, sin embargo
cada uno de estos podría ser tomado como un entre independiente puesto que las
facturas energéticas son particulares para cada local.
Foto 9.11: Vista entrada al hipermercado
Si bien el supermercado no posee una línea de productos compleja, si existen las áreas
que hacen pan, cecinas, y alimentos preparados, por ello existen diverso tipos de gastos
energéticos asociados a estas líneas de procesos. Además se agrega, cámaras de frío y el
ítem importante que corresponde a la iluminación de recinto.
El mayor consumo del supermercado sucede en las instancias donde están operando las
líneas de procesos y a su vez la tienda está abierta para uso comercial.
304
Se identifica que la tienda posee consumos estables como son las cámaras de
refrigeración, hay otros que oscilan a lo largo de la jornada y donde las horas de la noche
consumen menos energía.
Existe además un importante consumo de agua caliente, para lo cual existen 5 termos
eléctricos para alimentar de agua caliente para las duchas, para el Casino y el rincón
Jumbo.
a) Diagrama de procesos
No posee proceso industrial alguno.
b) Equipos relevantes del proceso – Consumo de energía
Consumo de energía Unidades Nº Equipos Unidades/día
Iluminación KWh s/i 1844,0
Refrigeración Industrial ‐ Compresores KWh 9 2083,4
Condensadores y evaporadores KWh 9 y 6 521,2
Aire Acondicionado (18 equipos) KWh 18 2387,0
Motores (de bajo consumo eléctrico) KWh 47 1953,0
Hornos eléctrico KWh 1 1085,1
Calderas eléctricas ACS KWh 5 977,0
Hornos a gas m3 3 338,0
Gráfico 12: consumo eléctricoS en la planta.
Puede observarse que los consumos del supermercado son parejos salvo los
condensadores y evaporadores asociados al sistema de refrigeración. Por lo tanto,
0 1000 2000 3000
Iluminación
Refrigeración Industrial ‐…
Condensadores y evaporadores
Aire Acondicionado (18 equipos)
Motores (de bajo consumo eléctrico)
Hornos eléctrico
Calderas eléctricas ACS
Kwh/día
305
resultaría interesante poder satisfacer una cierta demanda eléctrica o térmica de alguno
de los ítems planteados.
Se deberá analizar los recursos disponibles y la necesidad energética a lo largo del día.
c) Tipo de cliente
Cliente Libre (Si/No) NO Tipo de tarifa eléctrica AT4.3 Potencia Total conectada (KW) Especial Nº de empalmes 1 Flexibilidad ene l contrato con la compañía No Compañía con la que poseen el contrato eléctrico Chilectra
d) Tipo de residuo y caracterización
Características Físico Químicas de los riles, purine.
Caudal (m3/día) 224
DBO5 (ppm) 601
SST (mg/l) 334
PH 6
e) Recursos renovables identificados
JUMBO
Recurso Disponibilidad Cantidad
Solar Medio 4,4 KWh/m2/día
Biomasa Alto 225 m3/riles
Biogás Bajo No Disponible
Geotérmico Bajo No Disponible
Eólico Bajo No Disponible
Cuadro 9.10: Recursos renovables disponibles en la zona
Si bien los riles potencialmente podrían ser aprovechados para la generación de biogás,
para esté caso esto no será posible por las restricciones que posee el lugar donde se
emplaza el hipermercado.
Se estudiará el recurso solar, como único recurso disponible real a utilizar, debiendo
estudíar si es preferible su utilización en energía térmica o eléctrica.
f) Motores y Equipos que abastecen energía.
306
Equipos de generación Unidades Usos Alimentación Potencia nominal Hr/día
Grupos electrógenos 1 Mw Eléctrica Diesel 0,574 Uso esporádico
Cuadro 9.11: Equipos que proveen de energía a la planta
El grupo electrógeno se utiliza para cogenerarle a Chilectra y para emergencia. El 90% de
sus horas ocurren entre las 6 pm y las 8 pm entre abril y septiembre, dependiendo de lo
que necesite la compañía. Las horas de uso de este grupo electrógeno es de 138 horas
anuales, lo que este constituye un equipo el cual no resulta se debiera reemplazar con
tecnologías renovables puesto que su utilización es limitada.
g) Consumos de energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico KWh 10.851
Consumo Térmico KWh 3.955
Consumo Gas Natural m3 338
Consumo Diesel Lts 45,5
Potencia nominal eléctrica KW 194
Potencia nominal térmica KW 110
Nota: 1m3/gas = 11,743 KWh
Como se observa, el consumo de energía eléctrica como térmica diaria, está dado por el
siguiente cuadro:
Eléctrico KW Horas KW/día
Consumo mayor consumo 759 10 7.594
Consumo medio 259 5 1.295
Consumo bajo 218 9 1.962
Total día 10.851
Térmico KW Horas KW/tiempo
Agua caliente procesos y ACS alto consumo 277,9 10 2.779
Agua caliente procesos y ACS bajo consumo 85,0 14 1.190
Total día 3.969
Cuadro 9.12: Promedio y distribución de consumos energéticos durante una jornada
Cuyos grafico está representado como:
307
Gráfico 13: Perfil del consumo eléctrico y térmico durante las 24 hr.
Se puede observar que el consumo eléctrico aunque decrece no cae por completo, este no
es reemplazado con generadores en las horas en que la tarifa eléctrica aumenta.
Además, tanto el consumo eléctrico como el térmico poseen un pic de consumo
energético entre las 13:00 hr y las 22:00 hr luego la demanda baja considerablemente.
La planta posee unas emisiones de CO2 mostrada en la siguiente tabla:
JUMBO Unidades Cantidades Kg/CO2
Consumo Eléctrico KWh/día 10.851 4.883
Consumo Gas Natural m3/día 338 727
Consumo Diesel Kg/día 39 108
Será importante poder disminuir el consumo de combustible fósil, que genera una
contaminación de 5.718 Kg/CO2 día. Se intentará proponer una alternativa de energías
renovables que permita reducir lo más significativamente posible las emisiones generadas.
Los recursos renovables disponibles en la zona están limitados a los que se muestran el
cuadro 9.10. por ello, las alternativas de generación energética renovable serían: Sistemas
fotovoltaicos, solares térmicos y biogás. La decisión de la tecnología a desarrollar y la
energía a producir será decidida en el capítulo correspondiente al desarrollo del perfil.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Horas 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5
Consumos Eléctrico de red Kwh
Consumo Térmico Kwh
308
COMERCIAL PANAMERICANA – Planta productora de Abalones
El cultivo de abalones se realiza en ambientes marinos de la zona norte (IIIª, IVª y Vª
Región) y sur del país (Xª Región). En el caso del norte el recurso se cultiva en tierra,
mientras que en la zona sur se cultivan directamente en las porciones de agua.
Foto 9.12: Vista panorámica de las piscinas en zona cubierta
Comercial Panamericana está constituida en el año 2007, y en el año 2011 están
comenzando a faenar los primeros abalones, para saciar un mercado asiático el cual cada
día aumenta la demanda por este producto.
La empresa faena una producción de 1 tonelada de abalones con concha al día, y pretende
duplicar su producción en los próximos años. De una tonelada de abalón se obtienen 200
Kg de abalón. Los abalones se exportan enlatados, de los cuales 2/5 son la carne de abalón
y 3/5 agua con salmuera.
Existen distintas variedades de abalones, y cuyo intento fallido ha sido la producción del
abalón verde. El abalón rojo ha dado resultado pues se adapta a las temperaturas del agua
de mar chileno ya que está dentro del rango óptimo para favorecer a su metabolismo
acelerado.
Cultivo de abalones
Los abalones se crían en piscinas, la cual deben estar abastecidas con agua fresca día y
noche y continuamente oxigenada, puesto que estos moluscos son de roca por lo que
naturalmente requieren oxigenación en la vida natural, esta está dada por el rompimiento
de la ola en las rocas. Para ello, todo el recinto posee filtros mecánicos y ultravioletas,
sopladores (Lower), y bombas de impulsión de agua. Existe un generador el cual se activa
en horarios punta de forma automática.
309
Cada 15 días se genera el desove, llamada área Hatchery, se obtienen las larvas, que luego
de su metamorfosis se convierten en las semillas. Se estimula en el acuario con una
bomba que permita presurizar la línea de agua. Los estanques poseen membranas para
evitar los escapes de las larvas una vez nacidas, las que pasados unos días, son trasladadas
a unas piscinas las cuales están en una zona cubierta, estas permanecerán
aproximadamente 1 mes, hasta alcanzar el tamaño suficiente que les permita trasladarlas
a los tanques exteriores. El alimento se constituye de micro algas, llamada Díatomea
Ventónica las que se adhieren a un holder.
Una vez han aumentado de tamaño se trasladan a otros contenedores exteriores hasta los
7 meses en los cuales el abalón ha aumentado unos 14 mm. Existen tamizados en los
abalones los separan por calibres. Los abalones se ordenan por tamaños, en las distintas
áreas que comprende la planta. Se cosechan aproximadamente a unos 100 mm. Los
abalones crecen aproximadamente 2 mm al mes lo cual todo el proceso hasta su cosecha
es de aproximadamente 4 años.
Existen 2 terrazas donde se disponen todas las piscinas. Cada terraza está a un diferencial
de 8 metros de cota. Cada terraza posee 3 sopladores, 4 bombas de impulsión de agua, de
las cuales 2 están en servicio y las otras dos son de respaldo.
Además existe un grupo electrógeno de 280 KW.
También se agrega una planta de Osmosis inversa que filtra 3 m3/día.
a) Diagramas de procesos
Diagrama: Procesos Crianza Abalón
Requerimiento energético Etapa
Sistema eléctrico (Respaldo grupo electrógeno)
Área Hatchery
Área Semillas
Área Pre‐engorda
Área Engorda
b) Equipos relevante del proceso ‐ Consumen energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
A Lower 1 (25 hp) KWh 243,1
A Lower 2 (12,5 hp) KWh 152,6
A Lower 3 (7 hp) KWh 84,3
A Lower 4 (25 hp) KWh 234,4
A Bomba Impulsión 1 (75 hp) KWh 545,7
310
A Bomba Impulsión 2 (102 hp) KWh 893,0
A Bomba Impulsión 3 (102 hp) KWh 893,0
A Bomba Impulsión 4 (75 hp) KWh 545,7
B Lower 1 (8 hp) KWh 90,5
B Lower 2 (15 KW) KWh 365,9
B Lower 3 (15 KW) KWh 334,9
Bomba 1 (50 hp) (variador de frecuencia) KWh 514,7
Bomba 2 (50 hp) (variador de frecuencia) KWh 514,7
Bomba 3 (25 KW) KWh 260,5
Grupo electrógeno (280 KW y 76 lit/hr) KWh 326,3
Hatchery‐ bomba 1 KWh 74,4
Hatchery‐ bomba 2 KWh 74,4
Caldera Gas KWh 0,8
Hosmosis inversa ‐ Bomba baja presión KWh 18,0
Hosmosis inversa ‐ Bomba Alta presión KWh 66,0
2 hidropac KWh 105,6
Nota: Las Bombas se alternan semanalmente
Gráfico 13: Consumo eléctricos en la planta.
Prácticamente todo el consumo en la producción de abalones es de energía eléctrica, salvo la caldera a gas la cual es utilizada cada quince días durante breve tiempo en el proceso de desove, este consumo de 2KW/mes resulta despreciable. El consumo mayor de la planta, es el consumo eléctrico requerido por las bombas de impulsión.
0,0 1.000,0 2.000,0 3.000,0 4.000,0
Lower
Bombas impulsión
Variadores de frecuencia
Motores Hatchery
Hosmosis inversa
Hidropack
Kwh/día
311
Foto 9.13: Motores de bombeo de agua
c) Tipo de cliente
Cliente Libre (Si/No) NO Tipo de tarifa eléctrica AT4.3 Potencia Total conectada (KW) 520 Nº de empalmes 1 Flexibilidad ene l contrato con la compañía No Compañía con la que poseen el contrato eléctrico Conafe
d) Tipo de residuos y caracterización
No poseen residuos, salvo las conchas, que las exportan.
e) Recursos renovables identificados
ABALONES
Recurso Disponibilidad Cantidad Promedio
Solar Alto 4,3 KWh/m2/día
Biomasa bajo No disponible
Biogás bajo No disponible
Geotérmico bajo No disponible
Eólico Alto 2,68 m/s a 75 mt altura
Mini hidroeléctrica Medio 2 m3/seg
Cuadro 9.13: Recursos renovables disponibles en la zona
Se tiene disponibilidad de recurso solar, eólico e hidroeléctrico, por lo que será
interesante identificar la tecnología más rentable para este caso, considerando que los
consumos son eléctricos, elevados y permanentes.
312
f) Motores y equipos que generar energía
Equipos de generación Nº unidades Usos
Combustible utilizado
Potencia nominal KW
Hr de uso/día
Generador eléctrico 1 Eléctrico Petróleo 280 6
Cuadro 9.14: Equipos que proveen de energía a la planta
g) Consumos de energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico KWh 7.850
Petróleo Combustible Lts 4.333
Potencia nominal eléctrica KW 736
Potencia nominal Térmica KW ‐
Como se observa, el consumo de energía eléctrica como térmica diaria, está dado por el
siguiente cuadro:
Eléctrico KWh Horas KW/día
Consumo hora alta 324 8 2.588
Consumo hora medía 375 10 3.750
6.339
Consumo hora punta 252 6 1.512
Total día 7.850
Térmico KWh Horas KW/día
Agua caliente procesos y ACS 0,0 0 0
Total día 0
Cuadro 9.14: Promedio y distribución de consumos energéticos durante una jornada
Cuyos grafico está representado como:
313
Gráfico 14: Perfil del consumo eléctrico durante las 24 hr.
Se puede observar que el consumo eléctrico decrece puesto que poseen un generador
que suple por completo la demanda eléctrica a la hora punta, además la planta a dicha
hora disminuye en pequeña proporción su consumo el cual vuelve a aumentar de forma
significativa en las primeras horas de la mañana.
El consumo eléctrico está presente las 24 horas, aunque con fluctuaciones en el consumo,
está presente de forma continua. Sería un desafío poder sustituir parte de la energía
eléctrica consumida de red con alguna alternativa renovable.
La planta posee unas emisiones de CO2 mostrada en la siguiente tabla:
ABALONES Unidades Cantidades Kg/CO2
Consumo Eléctrico KWh/día 7.850 3.533
Consumo Petróleo Kg/día 4.333 13.216
Será importante poder disminuir el consumo de combustible fósil, el que genera una
contaminación de 16.748 Kg/CO2 día. Se intentará proponer una alternativa de energías
renovables que permita reducir lo más significativamente posible las emisiones generadas.
Los recursos renovables disponibles en la zona están limitados a los que se muestran el
cuadro 9.13. por ello, las alternativas de generación energética renovable serían:
Instalación solar térmica o FV, eólica y mini hidroeléctrica. La decisión de la tecnología a
desarrollar y la energía a producir será decidida en el capítulo correspondiente al
desarrollo del perfil.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Consumos Eléctrico de red Kw
Consumos Eléctrico con generador Kw
314
CCU – COMPAÑÍA PISQUERA DE CHILE
La Compañía Cervecerías Unidas (CCU) es una empresa productora y distribuidora de
bebidas (alcohólicas y no alcohólicas) chilena. Fundada en 1902 al transformarse en
sociedad anónima la Fábrica Nacional de Cerveza.
Foto 9.14: Vista panorámica de la embotelladora de pisco
En enero de 1902, la "Fábrica Nacional de Cerveza" se constituye en sociedad anónima
bajo la denominación de "Compañía Cervecerías Unidas". El 2003, CCU celebra más de
150 años de tradición. En la actualidad es una multinacional chilena, que expandió su
trayectoria más allá del negocio cervecero, haciéndose presente con sus cervezas,
gaseosas, aguas minerales, néctares, vinos, piscos, y hoy confites.
En los piscos, la empresa CCU tiene las marcas: Campanario, Control, La Serena , Mistral,
Ruta Norte, Tres Erres poseyendo un elevado porcentaje del mercado nacional.
Esta empresa posee 5 plantas pisqueras donde desarrollan diferentes tipos de procesos,
entre estas está la planta Ovalle que recibe el destilado para su último proceso y
embasado.
La destilación es probablemente la etapa más característica de la elaboración de Pisco, y
consiste en la transformación del vino en alcohol pisquero.
Para realizar este proceso existen diferentes tipos de alambiques construidos en cobre, y
son calentados por vapor que circula en un serpentín al interior del alambique. Su capitel
es una esfera de cobre que permite obtener una mayor condensación y rectificación de
vapores alcohólicos.
315
Antes de la fermentación de la uva se extrae el líquido de esta, del líquido se obtendrá el
alcohol esperado para la producción de pisco. El desperdicio obtenido de ello es el
escobajo y el orujo, este es entregado a los agricultores para que lo incorporen a la tierra.
El jugo de uva, ya convertido en vino se destila obteniendo alcohol al 88% de pureza, y lo
que queda es vino sin alcohol, la vinaza. En Chile, la vinaza se debe tratar antes de ser
incorporada al terreno. La vinaza, será transportada a la planta de Ovalle para su
tratamiento. Este residuo posee un alto contenido orgánico como para la generación de
biogás.
La destilación es de tipo discontinuo, lo que significa que la separación de los diferentes
constituyentes volátiles se realiza en base a cortes. El corazón constituye el alcohol base
para el pisco (el resto se denomina cabeza y cola).
El alcohol llega a la planta en camiones de 30.000 litros, estos vierten el alcohol, el cual
será rebajado con agua al grado alcohólico que se estime conveniente. El agua antes ha
pasado por un proceso de osmosis inversa y post‐osmosis inversa de modo de obtener
agua ideal para la mezcla. El alcohol baja de 88% de pureza a 40%, el agua con una
cantidad de iones elevada.
La planta procesa 20.000.000 lts/mes para embotellado. El alcohol aprovechable
(corazón), es almacenado en cubas de acero seleccionando según las calidades del
alcohol. La guarda y preparación tiene como objetivo la obtención de pisco de buena
calidad, desde el punto de vista químico y organoléptico, evitando la precipitación de los
alcoholes. Es necesario que los componentes volátiles obtenidos en la destilación se
combinen y armonicen, lo cual requiere de un periodo de reposo. El pisco es añejado
aproximadamente 2 meses en las cubas y 3 meses en las barricas.
El pisco una vez que sale de las barricas se debe enfriar a ‐3ºC para luego filtrar con un
fino tamiz para extraerle un pequeño porcentaje de grasa que posee el alcohol. Una vez
extraída la grasa se debe embotellar. Para ello hay diferentes líneas de procesos según
cada producto terminado.
Diagramas de procesos
Diagrama: Procesos de guarda y embasado del pisco
Necesidad Energética Procesos Máquinas asociadas al proceso
Electricidad (Reemplazo con caldera Diesel)
Recibe el Alcohol Bombas + medidor másico
Se rebaja el Alcohol Osmosis inversa + bombas + disposición de RIL
Guarda Cubas Bombas
316
Guarda Barricas Bombas
Eliminación de Grasa Chillers (enfriadores)
Acumula antes de embotellado Bombas + medidor másico
Lavado Bombas + Rinser
Llenado Bombas + Llenadora + compresores de aire
Tapado Trasportes de línea + Enroscadora + compresores de aire
Encajonado Trasportes de línea + iluminación
Almacenado Grúa horquilla (gas)+ iluminación
Equipos relevantes del proceso ‐ Consumen energía
Consumo de energía Unidades Consumo/día
Iluminación Embotellado KWh 758,4
Iluminación zona barricas y cubas KWh 777,6
Iluminación sector instalaciones y oficinas KWh 243,6
Iluminación sector bodega productos terminados KWh 345,6
Motores de bombeo de agua y riles KWh 2941,44
Motores para Osmosis inversa KWh 464,4
Compresores cámaras de frío KWh 216
Compresores (cámaras de frío Est.) KWh 927,84
Equipo de frío Blending KWh 960
Compresores de Aire KWh 624
Línea de procesos 2 c/motores eléctricos KWh 960
Línea de procesos 1 c/motores eléctricos KWh 1080
Agua caliente procesos lts/día 1.800
Aire acondicionado KWh 924,72
Planta de tratamiento de aguas servidas KWh 184,8
Se adjunta gráfico para visualizar los consumos más relevantes de la planta.
317
Gráfico 15: Consumo eléctricos en la planta.
Para el caso de esta planta, se tiene que la iluminación y los motores correspondientes a
procesos resultan ser los mas representativos dentro de los consumos totales.
El mayor consumo de la planta es la iluminación, pero además se tiene un consumo de
calor que podría resultar interesante para ser provisto con la incorporación de alguna
tecnología renovable intentando aprovechar el recurso solar, dado su elevado potencial.
Foto 9.15: Cubas y sistema de osmosis‐
Tipo de cliente
Cliente Libre (Si/No) NO Tipo de tarifa eléctrica AT4.3 Potencia Total conectada (Mw) 1 Nº de empalmes 1 Flexibilidad ene l contrato con la compañía No
0 10.000 20.000 30.000 40.000
Iluminación
Motores bombeo
Motores Osmosis
Compresores Frío
Compresores Aire
Equipos de frío
Motores líneas de procesos
Aire Acondicionado
Planta tratamiento
Kwh/día
318
Compañía con la que poseen el contrato eléctrico Conafe
Tipo de residuo y caracterización
Recurso que posee la planta Tipo residuo Vinaza
Características Físico Químicas de la vinaza Caudal (m3/día) 1.600 DBO5 (ppm) 18.700 DQO (ppm) 42.200 SST (mg/l) 397 PH 3,7 Sulfatos (mg/l) 390 Sulfuros (mg/l) 363
Recursos renovables identificados
CCU
Recurso Disponibilidad Cantidad
Solar Alto 5 KWh/m2/día
Biomasa Bajo No disponible
Biogás Alto 1.600 m3/día
Geotérmico Medio No disponible
Eólico Medio No disponible
Cuadro 9.15: Recursos renovables disponibles en la zona
En esta zona del país existe un valioso recurso solar el que debería ser aprovechado, en
este caso, para la generación de calor.
Motores y Equipos que abastecen energía
Equipos generación
Nº unidades Usos
Combustible utilizado
Potencia nominal
Hr de uso/día
Generador 1 Eléctrico Petróleo 320 KW 6
Caldera 1 1 Térmico Gas 200 KW 1
Caldera 2 1 Térmico Gas 400 KW Sin uso
Cuadro 9.16: Equipos que proveen de energía a la planta
Existe un generador que funciona las horas en que la tarifa eléctrica aumenta, este
funciona 6 horas del día desde abril hasta agosto, lo que su consumo será el promedio
sobre el total de días del año.
319
El resto de la energía requerida es en su mayoría eléctrica provista por la red. La energía
térmica es aproximadamente un quinto del consumo eléctrico.
Consumos de energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico KWh 11.408
Consumo Térmica KWh 2.786
Consumo agua caliente m3 1,8
Consumo Gas Licuado Lts 300
Consumo de petróleo Lts 54
Potencia nominal eléctrica KW 476
Potencia nominal térmica KW 600
Como se observa, el consumo de energía eléctrica como térmica diaria, está dado por el
siguiente cuadro:
Eléctrico KWh Horas KW/día
Consumo hora baja 799 10 7.985
Consumo hora punta 380 6 2.281
Fuera de turno 143 8 1.141
Total día 11.407
Térmico KWh Horas KW/tiempo
Agua caliente procesos y ACS hora punta 133,6 18 2.405
Agua caliente procesos y ACS bajo consumo 63,5 6 381
Total día 2.786
Nota: 1 lt GL =6.300 Kcal=7,3 KWh
Cuadro 9.17: Promedio y distribución de consumos energéticos durante una jornada
Cuyos grafico está representado como:
320
Gráfico 16: Perfil del consumo eléctrico durante las 24 hr.
Gráfico 17: Perfil del consumo térmico durante las 24 hr.
Se puede observar, que el consumo eléctrico decrece considerablemente en las horas
donde no hay turnos de trabajo, sin embargo, la necesidad eléctrica no es reducida en su
totalidad. La empresa posee un generador que suple por completo la demanda eléctrica a
la hora punta de mayor precio en la tarifa.
El consumo de la demanda térmica tampoco es eliminado en su totalidad, esta disminuye
en la madrugada para comenzar su consumo máximo, a primeras horas en la mañana.
La planta posee unas emisiones de CO2 mostrada en la siguiente tabla:
CCU Unidades Cantidades Kg/CO2
Consumo Eléctrico KWh/día 11.408 5.134
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
900,00
Horas 9
11
13
15
17
19
21
23 1 3 5
Consumos Eléctrico de red Kwh
Consumos Eléctrico con generador Kwh
0
20
40
60
80
100
120
Consumo Térmico Kwh
321
Consumo Gas Licuado Kg/día 150 413
Consumo Petróleo Kg/día 54 164,7
Será importante poder disminuir el consumo de combustible fósil, que genera una
contaminación de 5.711 Kg/CO2 día. Se intentará proponer una alternativa de energías
renovables que permita reducir lo más significativamente posible las emisiones generadas.
Los recursos renovables disponibles en la zona están limitados a los que se muestran el
cuadro 9.15, por ello, las alternativas de generación energética renovable serían:
Instalación solar térmica o un biodigestor. La decisión de la tecnología a desarrollar y la
energía a producir será decidida en el capítulo correspondiente al desarrollo del perfil.
322
LACTEOS DEL SUR
Lácteos del Sur es una empresa láctea que está enfocada en producir quesos de gran
calidad, resguardando la tradición quesera artesanal del sur de chile. Ubicada en Pindaco,
Rio Bueno, XIV Región de los Ríos.
Foto 9.16: Estanterías para maduración del queso
Comenzó su producción el año 2003 con el claro objetivo de convertirse en una de las
empresas más importantes de nuestro país. Actualmente cuentan con una moderna
planta en donde conjugan la tradición de las recetas tradicionales con la tecnología
aplicada a la producción y el control de calidad.
Cuentan con 2.500 metros cuadrados construidos y una capacidad para procesar 22
millones de litros anuales de leche.
Los productos que produce lácteos del sur son los quesos, y mantequilla. Fabricado con
leche fluida de vaca parcialmente descremada y pasteurizada, su rango de materia grasa
fluctúa entre 2.7‐3.0 %.
Actualmente la planta cuenta con una planta de tratamiento de riles con capacidad diaria
de 300.000 litros, mediante sistemas de bio filtro. Este sistema cumple a cabalidad con la
reglamentación del DECRETO 90, en total armonía con el Medioambiente. Sin embargo, la
planta pretende poder aprovechar ese desecho para la generación de biogás, lo que será
básicamente el recurso con el que se cuenta en la zona.
La cantidad de producción de la empresa es: 2.900 toneladas de queso y mantequilla.
El proceso
323
Luego de ser ordeñada, la leche posee la temperatura corporal de la vaca, alrededor de
37ºC, temperatura a la cual la multiplicación de bacterias se realiza con extrema facilidad,
razón por la cual, para mantener su pureza, es indispensable enfriarla al instante que se
termina el ordeñe.
En la planta una vez decepcionada la leche, la cual se recibe entre los 8 a 10ºC, tiene dos
opciones, una ir a proceso y la otra es almacenarse a la espera de entrar al proceso. Para
el caso de la segunda opción, es necesario enfriarla en forma muy rápida a menos de los
4ºC en tanques especialmente diseñados, donde queda almacenada hasta que es retirada
por el termo de recolección. Los contenedores de acopio son estanques de 30 m3 y 50
m3.
La leche debe ser filtrada, con el filtro se eliminan las partículas orgánicas e inorgánicas de
suciedad que pueda contener la leche tras el ordeñe o debido al transporte. También se
eliminan los aglomerados de pro‐teínas (coágulos) que se forman en la leche.
La leche que entra a procesos, luego de haber sido filtrada, se debe someter directamente
a elevadas temperaturas, pasteurización. Este proceso permite la destrucción de las
bacterias patógenas y la reducción de la flora banal hasta en un 99,9999%. En este
proceso se aplica calor por medio del calentamiento y enfriamiento de las paredes de
compartimientos especiales diseñados para tal fin, llamados "placas del pasteurizador".
Entonces, luego de filtrar la leche, esta pasa a la zona de pasteurización la cual le inyectan
un golpe eléctrico a 72ºC durante 60 segundos.
Los principales productos lácteos obtenidos a partir de la grasa de la leche son la nata y la
mantequilla. La nata es una emulsión de grasa en agua, mientras que la mantequilla es un
producto que se obtiene a partir de la maduración de la nata y tras la eliminación de gran
parte de la fase acuosa. Por tanto, la mantequilla es una emulsión de agua en grasa.
Se utilizará la desnatadora y descremadora según el tipo de queso que se quiera producir.
El proceso es un centrifugado. Del proceso sale crema, esta es extraída manualmente para
ser llevada a la cámara de frío.
La desodorización de la nata consiste en la eliminación de parte de las sustancias
aromáticas de la grasa que pueden posteriormente transmitir olores o sabores extraños a
los productos finales. Se puede realizar antes y/o después de la pasteurización. La
operación se realiza en caliente para aumentar su efectividad, empleándose para ello
intercambiadores de calor indirectos
324
La maduración de la nata tiene por objeto la cristalización de los glóbulos de grasa y el
desarrollo de los aromas. Se producen una serie de cambios físicos y bioquímicos que
dependen del sistema empleado en su fabricación. Tras el periodo de maduración la nata
se enfría por debajo de los 10 ºC.
La maduración se realiza en tanques equipados con un agitador. La temperatura variará
según las fases de la maduración por lo que el control de la temperatura es importante en
esta etapa.
En este caso la mantequilla se genera con la crema adicionando sal y vapor en una
batidora que homogeiniza el producto.
Para proceder al batido de la nata madurada, se debe calentar a una temperatura superior
a la de maduración. El batido produce una gran fuerza de cizallamiento que rompe la
envoltura de los glóbulos grasos y permite su unión, de manera que al final de la
operación se obtienen dos fases: una fase grasa compuesta por grumos de mantequilla y
una acuosa compuesta denominada mazada o suero de mantequilla.
En la operación de batido‐amasado se produce la generación de la mazada con la que se
eliminan también la mayor parte de los microorganismos presentes en la nata. Si la
mazada es eliminada junto con las aguas residuales generadas en la empresa se produce
el aumento de la carga contaminante de esta agua pudiendo dañar el medio receptor.
Por otra parte, en el lavado se produce el consumo de agua y su vertido posterior con los
restos de mazada. Desde el punto de vista económico y medioambiental, el sistema
continuo de fabricación permite reducir los consumos energéticos, disminuir las pérdidas
de grasa en la mazada, reducir el consumo de agua de lavado y disminuir las limpiezas.
La mantequilla se tiene que envasar nada más salir de la máquina de fabricación para
evitar contaminaciones microbiológicas.
El queso, es un producto que se elabora con leche entera, nata, leche desnatada, mazada
o con mezclas de estos productos. De forma general, el queso se produce por coagulación
de las proteínas de la leche, a partir de fermentos lácteos y/o cuajo. Este proceso se
puede favorecer añadiendo enzimas, acidificando y/o calentando. A continuación se
moldea, se prensa, se sala, y en algunos tipos de queso se siembra con cultivos fúngicos o
bacterianos.
325
Antes de comenzar con las operaciones de fabricación de queso, la leche debe ser tratada
y preparada para acondicionar sus características físicas, químicas y biológicas (filtración,
clarificación, normalización) al producto final que se quiere obtener.
La leche, una vez pasteurizada, se bombea hasta las 2 tinas de procesos que llegan a
contener hasta 13.000 lt/hr. La leche una vez lista para iniciar la etapa de coagulación, se
lleva a la temperatura adecuada y se añaden los fermentos y/o enzimas encargados de la
formación del gel o coágulo. Terminada la coagulación, se corta la cuajada en pequeños
cubos para favorecer el desuerado, de esta forma se consigue multiplicar la superficie de
exudación.
La operación de coagulación se basa en provocar la alteración de la caseína y su
precipitación, dando lugar a una masa gelatinosa que engloba todos los componentes de
la leche. La naturaleza del gel que se forma al coagular la caseína influye poderosamente
sobre los posteriores procesos de fabricación del queso.
Las tinas poseen energía eléctrica y térmica, con ello se produce adición, corte y cuajado,
para ello el proceso demora entre 4 y 5 horas. En las tinas se genera suero, este se deriva
a la planta de tratamiento, es este punto aun se podría extraer crema del suero.
Mediante bombas se extrae el suero y la pasta (cuajada) de queso, después de separar el
suero, se introduce la cuajada a la prensa o moldeo, este consiste en verter, en los moldes
preparados para este fin, los trozos de cuajada. El molde de metal confieren al queso el
acabado a las medidas y peso establecido. El prensado se aplica para favorecer la
expulsión del suero intergranular de la cuajada y dar al queso su forma definitiva
mediante cortes de guillotina.
El prensado proporciona una mayor consistencia al producto final. La intensidad de la
presión ejercida variará en función del tipo de queso. El prensado de los quesos puede
realizarse tanto por la presión que ejerce el peso de los mismos quesos como aplicando
una fuerza adicional.
Cada uno de los panes de queso se introduce en un contenedor, el queso es tapado por
todas sus caras por un paño húmedo. El contenedor con el queso pasa a saladero, la
permanencia dependerá del tipo de queso, el salado es uno de los factores que más
influyen en darle al queso el sabor deseado. La sal hace que se esponje la pasta del queso,
asegura su conservación (junto con el valor de pH), inhibe la germinación de los
microorganismos causantes del hinchamiento y estimula el desarrollo de la flora de
maduración del queso. El contenido en sal también influye en la consistencia del queso:
326
cuanto mayor es el contenido de sal, mayor es la consistencia del queso. Para este
proceso existe filtro de sal. Además se debe manejar la temperatura de la sal, para ello
existe un banco de hielo, que genera agua fría a 1ºC.
Una vez terminado el proceso de sal, pueden exponerse a una corriente de aire para que
se seque la superficie. La temperaturas en la cámara de maduración, posee una humedad
y una temperatura controlada a 9ºC.
Luego de la maduración el producto final pasa a embasado, el cual el queso es plastificado
y es introducido en agua caliente para su sello al vacío.
El contenido en lactosa y proteína del lactosuero origina un incremento especialmente
alto del grado de contaminación de las aguas residuales (llegando a superar los 60.000 mg
DQO / l de lactosuero). Por esta razón hay que evitar el vertido del lactosuero junto con el
resto de las aguas residuales.
Al igual que en la etapa anterior, durante la maduración de los quesos curados se produce
el consumo de energía eléctrica como consecuencia de la estancia en las cámaras de
maduración con temperatura y humedad controladas.
a) Diagramas de procesos
Diagrama 1: Proceso de elaboración de la mantequilla
Requerimiento energético Etapas Máquina utilizada Energía necesaria
Electricidad Recepción y filtrado Bomba de impulsión 3 KW
Electricidad/térmico Pasteurización Pasteurizadora 40 A,72ºC
Electricidad Batido‐Amasado Batidora 21 A
Manual Envasado de mantequilla Manual 15 A
Electricidad/térmico
Limpieza de equipos e instalaciones Manual
14,8 A, 98º C en todas las salas
Diagrama 2: Proceso de elaboración del Queso
Requerimiento energético Etapas Máquina utilizada Energía necesaria
Electricidad Recepción y filtrado Bomba de impulsión 3 kW
Electricidad/térmico Pasteurización Pasteurizadora 40 amp,72ºC
Térmico Coagulación 33 °C
Electricidad Corte desuerado Máquina utilizada 16,7 A
Electricidad Moldeo y prensado Prensa 7,6 A
Electricidad Salado 2 Compresores 4,4 KW
327
Electricidad Secado Compresores Aire 30 KW
Electricidad Maduración Compresores 60 A
Electricidad/térmico
Limpieza de equipos e instalaciones Manual
98º C en todas las salas
b) Equipos del proceso ‐ Consumen energía
Consumo de energía KW Hr/día Consumo/día
Iluminación 250 24 6.000
Filtrado 3 14 38
Motores de bombeo 38 16 606
Pasteurización 14 18 250
Batido‐Amasado 18 6 108
Tinas 9 16 151
Prensado 10 6 62
Condensadores (7) 39 24 936
Tratamiento riles 24 24 576
Tratamiento de sal 5 14 72
Banco de hielo 95 24 2.272
Centro Lavado CIP 9 16 149
Gráfico 18: Consumo eléctricos en la planta.
Para esta planta, el consumo elevado en iluminación y en el banco de hielo. Esto debido a
que los turnos comienzan en la madrugada, hora en que no hay sol, lo que se requiere de
iluminación artificial.
0 1.000 2.000 3.000 4.000
Iluminación
Filtrado
Motores de bombeo
Pasteurización
Batido‐Amasado
Tinas
Prensado
Condensadores (7)
Tratamiento riles
Tratamiento de sal
Banco de hielo
Centro Lavado CIP
Series1
328
El uso térmico está presente en todo el proceso puesto que cada una de las salas de
procesos posee red de agua caliente para lavado, a ello se suma el requerimiento térmico
necesario para el proceso de fabricación y producción de la matequilla y del queso.
Foto 9.17: Compresor banco de hielo
c) Tipo de cliente
Cliente Libre (Si/No) NO Tipo de tarifa eléctrica AT4.3 Potencia Total conectada (KW) 500 Nº de empalmes 1 Flexibilidad ene l contrato con la compañía No Compañía con la que poseen el contrato eléctrico Cooprel
d) Tipo de residuo y caracterización
Riles y suero Intervalos de volúmenes diarios de riles 70.000 lts/día 170.000 lts/día Intervalos de volúmenes diarios de suero 40.000 lts/día 90.000 lts/día
Características Físico Químicas de los Riles. Caudal (m3/día) 70 a 170 SST (mg/l) 1350
DBO5 (ppm) 5.899 Aceites y grasas (mg/l) 474 PH 5,7‐6,1 Sulfatos (mg/l) 41 NTK (mg/l) 212 Sulfuros (mg/l) 0,1
Cloruros (mg/l) 1280
e) Recursos renovables identificados
329
LACTEOS DEL SUR
Recurso Disponibilidad Cantidad
Solar Medio 3,3 KWh/m2/día
Biomasa Bajo No disponible
Biogás Alto De 70 a 170 m3/día
Geotérmico Bajo No disponible
Eólico Bajo No disponible
Cuadro 9.18: Recursos renovables disponibles en la zona
A priori se adelanta, que para esta empresa, lo mas recomendable será el estudio de un
biodigestor para la generación térmica o eléctrica. Esto se abordará mas adelante.
f) Motores y Equipos que abastecen energía.
Equipos de generación Nº unidades Usos
Combustible utilizado
Potencia nominal
Hr. de uso/día
Generador 1 Eléctrica Petróleo 40 KW 6
Generador 1 Eléctrica Petróleo 120 KW 6
Caldera 1 Térmico Diesel 2.103 KW 12
Cuadro 9.19: Equipos que proveen de energía a la planta
Los generadores no entregan toda la potencia que necesita la planta, estos son utilizados
cuando aumenta la tarifa de 18:00 hr a 23:00 hr durante el horario de invierno. A este uso
se debe sumar un porcentaje de energía eléctrica proveniente de la red para alcanzar a
satisfacer la demanda requerida.
g) Consumos de energía
Consumo de energía Unidades Consumo/día
Consumo Eléctrico KWh 8.100
Consumo Térmico KWh 25.236
Consumo Gas Licuado Kg 4,9
Consumo Petróleo Lts 1.000
Potencia nominal eléctrica KW 384
Potencia nominal térmica KW 2.103
Nota: gas licuado para Casino y oficina
Como se observa, el consumo de energía eléctrica como térmica diaria, está dado por el
siguiente cuadro:
Eléctrico KWh Horas KW/día
330
Consumo hora baja 398 16 6.368
Consumo hora punta 217 8 1.732
Total día 8.100
Térmico KWh Horas KW/día
Agua caliente caldera 2.103,0 12 25.236
Total día 25.236
Cuadro 9.20: Promedio y distribución de consumos energéticos durante una jornada
Cuyos grafico está representado como:
Gráfico 19: Perfil del consumo eléctrico durante las 24 hr.
Gráfico 20: Perfil del consumo térmico durante las 24 hr.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Consumos Eléctrico de red Kw
Consumos Eléctrógeno‐40 y 120Kw
0
500
1000
1500
2000
2500
Consumo Térmico Kw
331
El consumo eléctrico está presente las 24 horas, pero aproximadamente a las 16:00 hr. se
produce una disminución en el consumo de toda la planta hasta las 24:00 hr, esto sucede
cuando se termina el segundo turno. La planta, una vez se acaba el segundo turno se
mantiene con poca demanda de producción por lo que sólo se tienen funcionando los
equipos necesarios como son las cámaras de frío.
Por otra parte, a la hora en que existe un aumento en la tarifa, se conectan los
generadores, (la suma de estos no satisface la demanda) los cuales sumados a un
porcentaje de consumo de red cumplen la demanda de consumo.
Al igual que la energía eléctrica, la energía térmica disminuye en las horas en que la planta
no se encuentra en producción, pero para este caso, la caldera se apaga dejando de
producir energía térmica.
Sería un desafío poder sustituir parte o toda la energía eléctrica o térmica consumida de
red o entregada por la caldera, con alguna alternativa renovable.
La planta posee unas emisiones de CO2 mostrada en la siguiente tabla:
LACTEOS DEL SUR Unidades Cantidades Kg/CO2
Consumo Eléctrico KWh/día 8.100 3.645
Consumo Gas Licuado Kg/día 5 13
Consumo Petróleo Kg/día 1.000 3.050
Será importante poder disminuir el consumo de combustible fósil, que genera una
contaminación de 6.708 Kg/CO2 día. Se intentará proponer una alternativa de energías
renovables que permita reducir lo más significativamente posible las emisiones generadas.
Los recursos renovables disponibles en la zona están limitados a los que se muestran el
cuadro 9.18. Por ello, las alternativas de generación energética renovable serían:
Instalación solar térmica o un biodigestor. La decisión de la tecnología a desarrollar y la
energía a producir será decidida en el capítulo correspondiente al desarrollo del perfil.
332
AGRIPOR
Agrícola Genético Porcina Ltda. es una empresa dedicada a la cría, engorda y
multiplicación de ganado porcino para mercado nacional y de exportación, a la producción
de ciruela dajen, maíz y alfalfa entre otros.
Foto 9.18: Uno de los 15 galpones de crianza con los silos respectivos
Esta es una empresa está fundada hace 30 años, en sus inicios su rubro era la genética, la
cual era vendida a empresas tanto chilenas como extranjeras, hasta que sus dueños
vendieron la patente, desde ese momento, la empresa se oriento a la crianza y venta de
cerdos. La empresa actualmente cuenta con aproximadamente 1.500 madres. El sector a
estudiar, en Chicauma cuenta con 15 galpones de cerdos, cada uno de los galpones posee
dos silos para alimento de los animales, los cuales van siendo llenados cada dos días con
diferentes tipos de alimentos.
Independientemente del sistema de crianza utilizado, el criadero debe poseer una
distribución racional que provea una comunicación funcional de sus partes y permita el
fácil manejo de los animales y el acceso de vehículos sin dificultad.
En la explotación de los cerdos existen básicamente dos ciclos que deben tenerse en
cuenta:
a) El ciclo del lechón comienza en la maternidad con el parto, continúa en la recría y
finaliza en la pista de engorde con la terminación del mismo.
b) La cerda madre va a la maternidad, luego del destete es cubierta por el padrillo,
permanece en lotes de gestación y vuelve a la maternidad.
333
La maternidad es una instalación destinada a la cerda que va a parir, y debe ofrecer
comodidades para la madre, seguridad a los lechones y facilidad en el manejo.
Aunque existen numerosos tipos de maternidad, hay algunas características comunes a
todas ellas, una fuente de calor, un escamoteador y un protector contra el aplastamiento.
El lechón recién nacido necesita calor si la temperatura ambiente es menor de 25° C. Para
ello la empresa posee termos a gas para el calentamiento de los galpones
Durante la primera semana de vida de los lechones estos son torpes y la madre lenta
debido al parto. Es por ello que para evitar muertes por aplastamiento se colocan
protectores para los lechones.
Los animales generan diferentes residuos dependiendo del suelo que posean. Si poseen
cama sucia el residuo es trasladado y tratado en una cancha de estabilizado, luego será
incorporado en los campos.
Por otra parte, si el suelo de los galpones es de hormigón con una pendiente del 2%.
Todas las deyecciones líquidas salen por una abertura que existe entre la pared y el piso
en el lado norte de la celda y se recogen en una canaleta. Los purines podrán ser dirigidos
para su proceso de eliminación del líquido y así solidificarlos, en este caso llega a un pozo
de homogeneización, el cual posee un agitador para oxigenar y evitar la decantación y
acumulación de los lodos en el fondo. Luego, una bomba de impulsión eleva el purín a un
separador parabólico para separar el sólido del líquido, lo que logra hacer en una cierta
proporción.
La parte sólida cae a un coloso el cual lo lleva para incorporarlo en los campos y la parte
líquida se traslada a un estanque de sedimentación rápida. Mediante tuberías, el líquido
se va hacia un estanque de acumulación, el cual permite airear el agua aun con purines.
Dicho líquido se mezclará en proporción de 1/9 partes de purin y agua respectivamente
para riego del predio.
Para la generación del perfil se tomará la última de las opciones como es el tratamiento de
purines biológico, digestión anaeróbica pues de ella se podrá obtener el biogás, energía
que podrá ser aprovechada para procesos. En la digestión anaeróbica las bacterias
procesan el material orgánico en ausencia de oxígeno. Existen varios tipos de
biodigestores los cuales los abordaremos a su debido tiempo, una vez se genere el
levantamiento del perfil.
I. Diagramas de procesos
334
Diagrama: Procesos de Recría y engorda
Etapa Requerimiento Energético Maquinaria
Recría
Térmico Calefactor (lámparas)
Calefont
Eléctrico
Oficina (cpu, luces, etc)
Cortadora de pasto
Agitador Pozo Purines
Bomba Pozo Purines
Alimentación Automática
Hidrolavadora
Calefactor (lámparas)
Engorda
Térmico Calefont
Eléctrico
Oficina (cpu, luces, etc)
Agitador Pozo Purines
Bomba Pozo Purines
Alimentación Automática
Hidrolavadora
II. Equipos del proceso ‐ Consumen energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Agitadores KWh 54
Motores KWh 207
Bombas KWh 340
Hidrolavadora KWh 52
Calefacción porcinos KWh 1.969
Silos KWh 73
Luminarias KWh 276
Instalaciones y Otros KWh 173
0 100 200 300 400
Agitadores
Motores
Bombas
Hidrolavadora
Silos
Luminarias
Instalaciones y Otros
Kwh/día
335
Gráfico 22: Consumos de una jornada en el criadero.
La empresa posee un gasto en calor representativo si se compara con el consumo
eléctrico, puesto existe una demanda para satisfacer la calefacción de los cerdos en los
momentos de frío. Existe un consumo fijo de gasto eléctrico y térmico, pero ambos
disminuyen a lo largo de la jornada como se muestra en el gráfico 23.
III. Tipo de cliente
Cliente Libre (Si/No) NO Tipo de tarifa eléctrica AT4.3 Potencia Total conectada (KW) 500 Nº de empalmes 1 Flexibilidad ene l contrato con la compañía No Compañía con la que poseen el contrato eléctrico Cooprel
IV. Tipo de residuo y caracterización
Riles y suero Intervalos de volúmenes diarios de riles 70.000 lts/día 170.000 lts/día Intervalos de volúmenes diarios de suero 40.000 lts/día 90.000 lts/día
Características Físico Químicas de los Riles. Caudal (m3/día) 70 a 170 DBO5 (ppm) 18.800 SST (mg/l) 1350 Aceites y grasas (mg/l) 474 PH 5,7‐6,8 NTK (mg/l) 0,26 Sulfatos (mg/l) 41 Sulfuros (mg/l) 0,1 Cloruros (mg/l) 1280
336
Foto 9.19: Planta de tratamiento
V. Recursos renovables identificados
AGRIPOR
Recurso Disponibilidad Cantidad
Solar Medía 4,6 KWh/m2/día
Biomasa Bajo No disponible
Biogás Alto 70 a 170 m3
Geotérmico Bajo No disponible
Eólico Bajo No disponible
Cuadro 9.21: Recursos renovables disponibles en la zona
La empresa posee recurso solar y residuos producto de los purines de cerdos, se estudiará
la posibilidad de satisfacer la demanda térmica o eléctrica con alguno de los dos recursos
presentes.
VI. Motores y equipos que abastecen de energía
Equipos de generación
Nº unidades Usos
Combustible utilizado
Capacidad KWh Hr de uso/día
Calefón sitio 1 1 Térmico Gas 20 1
Calefón sitio 3 1 Térmico Gas 79 8
Lámparas a gas 16 Térmico Gas 650 16
Nota: 1 Kg. de GLP equivale a 14 KWh de electricidad
Cuadro 9.22: Equipos que proveen de energía a la planta
Para la calefacción de los planteles poseen calentadores de gas para elevar la temperatura
del agua, además de lámparas a gas. El resto de las necesidades energéticas son eléctricas.
VII. Consumos de energía
337
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico KWh 3.143
Consumo Térmico KWh 1.968
Consumo Gas Licuado lts 251
Consumo Petróleo lts 33,3
Potencia nominal eléctrica KW 599
Potencia nominal térmica KW 749
Nota: La energía térmica es aumentada su utilización en un 80%, cuando la Tº es menor a 20º C, 7 meses al
año.
Como se observa, el consumo de energía eléctrica como térmica diaria, está dado por el
siguiente cuadro:
Eléctrico KWh Horas KW/día
Bajo consumo 73 13 943
Alto consumo 200 11 2.200
Total día 3.143
Térmico KWh Horas KW/día
Duchas 16 4 64
Clima cerdos 79 24 1.904
Total día 1.968
Cuadro 9.23: Promedio de consumos eléctricos y térmicos durante una jornada.
Cuyo grafico está representado como:
Gráfico 23: Perfil del consumo térmico y eléctrico durante las 24 hr.
0
50
100
150
200
250
Consumo Electrico Kwh
Consumo Térmico Kwh
338
Gráfico 24: Consumos eléctricos y térmicos durante el año.
Como se deduce del gráfico 24, se puede concluir que si bien el consumo durante el año
es estable para la electricidad no es así para el consumo térmico puesto que este
dependerá del calor ambiente para aclimatar a los lechones. Teniendo que calefaccionar
los planteles cuando la temperatura ambiente es menor de 20ºC lo que correspondería a
los meses de invierno.
El consumo eléctrico está presente las 24 horas, pero este va declinado a lo largo del día.
Una vez se terminan los turnos, el consumo disminuye considerablemente y se mantiene
estable hasta el primer turno de la mañana.
Como se ha comentado, la energía térmica se requiere sobre todo en la época en que las
temperas son bajo los 20°C, estas se utilizarán durante las 24 horas si es necesario con
leves alzar a la hora de salida y entrada de los operarios, puesto que como parte de los
protocolos de funcionamiento de los planteles, todo operarios debe ducharse al entrar o
salir del recinto. El grafico 23, representa los perfiles de consumo diario promedio que
tiene la empresa.
Sería un desafío poder sustituir parte o toda la energía eléctrica o térmica con alguna
alternativa renovable.
La planta posee unas emisiones de CO2 mostrada en la siguiente tabla:
AGRIPOR Unidades Cantidades Kg/CO2
Consumo Eléctrico KWh/día 3.143 1.414
0 20000 40000 60000 80000
0 50.000 100.000
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Consumos Eléctrico Kw
Consumo Térmico Kwh
339
Consumo Gas Licuado Kg/día 126 347
Consumo Petróleo Kg/día 33 102
Será importante poder disminuir el consumo de combustible fósil, que genera una
contaminación de 1.862 Kg/CO2 día. Se intentará proponer una alternativa de energías
renovables que permita reducir lo más significativamente posible las emisiones generadas.
Los recursos renovables disponibles en la zona están limitados a los que se muestran el
cuadro 9.21. Por ello, las alternativas de generación energética renovable serían:
Instalación solar térmica, fotovoltaica o un biodigestor para calor o electricidad.
La decisión de la tecnología a desarrollar y la energía a producir será decidida en el
capítulo correspondiente al desarrollo del perfil.
340
VIÑA CONCHA Y TORO S. A.
El sector vitivinícola en Chile es amplio, es un mercado el cual posee aproximadamente
333 marcas de vinos lo que genera una gran competencia sumada a la exigencia impuesta
por los mercados internacionales. Donde los esfuerzos por producir mas limpia y
eficientemente ya se está evidenciando tanto por el interés voluntario de algunas
empresas como aquellas que son exigencias impuestas por los mercados a los cuales
venden el producto.
Foto 9.20: Lavado de barricas en la bodega
La compañía Concha y Toro, es controladora de la viña homónima establecida en Chile. Es
la principal productora y exportadora de vinos de Latinoamérica y una de las mayores
compañías de vino en el mundo.
La compañía ha alcanzado reconocimiento popular principalmente por sus vinos Casillero
del Díablo y Don Melchor.
En 1994 Concha y Toro es la primera viña en el mundo en transar sus acciones en la Bolsa
de Nueva York. En 1997 firman una alianza con el Baron Philippe de Rothschild para
producir vinos de primer orden.
Como parte de su modernización Concha y Toro ha dedicado parte de sus esfuerzos a
desarrollar vinos dentro de procesos de la eficiencia energética, mediciones de la huella
de carbono (impacto de todas las actividades, tanto directas como indirectas, medido en
emisión de gases de efecto invernadero) y la disminución del peso de las botellas.
Producto de los análisis anteriores se determinó disminuir el consumo eléctrico y de
combustibles a través de la eficiencia energética, evaluar fuentes de energías alternativas,
buscar insumos con menor emisión de GEL y establecer metas concretas de reducción. Por
341
ello la consultoría pretende continuar con los esfuerzos realizados por la empresa de
modo de proponer una alternativa eficiente y renovable en alguno de sus procesos, de
modo de lograr reducir el consumo de energía fósil.
La implementación de la tecnología de energía renovable logrará satisfacer un porcentaje
de demanda de energía derivando en la diminución del costo energético y su impacto en
el medio ambiente.
Proceso de elaboración
El proceso de elaboración de un vino comienza con la cosecha de las uvas.
El vino una vez en la bodega las uvas son volcadas a piletas que poseen en el fondo un
sinfín de acero inoxidable que al rotar transporta los racimos a una maquina moledora. El
moledor primero elimina el escobajo, y luego mueve los granos solos, separándolos. Estos
granos son luego transportados a las cubas que hoy en día generalmente son de acero
inoxidable. En estos tanques se tienen, en este momento del proceso, los granos que ya
en esta etapa han pasado a ser jugo de uva y hollejos, también llamado mosto.
El que los hollejos permanezcan junto con el jugo de la uva permite la extracción del color
y los taninos. La siguiente etapa en el proceso es la fermentación alcohólica, la cual se
controla a través de la temperatura. La fermentación es el proceso mediante el cual las
levaduras transforman el azúcar que posee el jugo de uva en alcohol. Se podría decir que
este es el momento que nace el vino, para con el tiempo, seguir creciendo y
evolucionando.
A la siguiente etapa se la llama “remontaje”, donde se busca que los hollejos que se han
decantado dentro de los tanques se muevan para extraer los taninos y los antocianos, que
están en esta “piel” de la uva y que son en si el color y el cuerpo del vino tinto.
A su vez, se deben ir controlando las temperaturas, manteniéndolas entre los 25‐30Cº,
para extraer y obtener los mejores aromas que sean posibles. Una vez terminada la
fermentación alcohólica, llega el “descube”, donde se separa el vino de los hollejos, hay
que separar el sólido y el líquido. El líquido cae del depósito por su propio peso y se
obtiene el vino sangrado, que irá a las barricas para pasar a la siguiente fase, la crianza.
Casa una de las etapas ve necesitando continuamente de lavado, lo que esto produce un
ril con alto contenido orgánico.
342
El siguiente paso es la llamada fermentación manoláctica, la cual se produce bajo
condiciones especiales, transformando el ácido málico en ácido láctico. Bajo temperaturas
constantes permiten que los vinos sean más suaves y agradables en la boca. Aunque no
siempre se realiza, es deseable en muchos casos que el vino pase por una segunda
fermentación, la fermentación manoláctica (de 10 a 20 días), mediante la que se
transforma la acidez fuerte y vegetal del ácido málico, en la suavidad y untuosidad del
ácido láctico.
También se realizan en esta etapa “trasiegos”, que es la separación del vino de sus borras
(sedimentos) para evitar gustos y sabores extraños.
En los vinos de muy buena calidad, el siguiente paso es depositarlos en barricas de 225
litros de roble (generalmente roble francés) para su maduración y lograr mayor
complejidad a través de la micro oxigenación que permite la madera. Este paso dura entre
6 y 18 meses, de acuerdo a la cantidad de madera que uno quiera que tenga el vino. Luego
la limpieza, de estas barricas generará también mucho ril que la planta lo trata.
Unos de los pasos finales es la filtración, para dar brillo al vino y retener bacterias y
levaduras que puedan perjudicar su calidad futura. Esto se logra usando filtros especiales,
que no produzcan ningún stress al producto, perdiendo aroma y calidad.
Luego de esta etapa el vino esta listo para ser embotellado, teniendo cuidado de preservar
las cualidades del producto. El etiquetado y el encapsulado puede hacerse en forma
manual o en maquinas automáticas. La plata de de Concha y Toro situada en Peumo, no
posee esta parte del proceso, deberá llevarse el líquido en camiones para su embotellado
en otra planta cercana a Santiago.
Para el Vino Blanco se comienza el proceso igual que la vinificación en tinto. El mosto se
obtiene moliendo y prensando las uvas, a fin de conseguir la mayor cantidad de jugo y
luego es sometido a la operación del "desborre", que consiste en dejarlo en reposo para
que precipite y clarifique en forma espontánea; se le incorpora gas sulfuroso líquido, o
metabisulfito de potasio para evitar la fermentación. De esta manera las partes sólidas y
también las levaduras se depositan y luego de las veinticuatro horas se realiza el
"trasiego" para separar la parte líquida de la parte sólida.
El mosto corregido se deja fermentar, pero como la mayor parte de las levaduras
naturales se han eliminado en el "desborre", este proceso se iniciará mucho mas
lentamente que en los vinos tintos, pues dura normalmente alrededor de dos semanas.
Después de la fermentación, el vino nuevo se envía a cubas especiales para su
maduración.
343
La bodega donde se desarrollará el trabajo es la bodega de Peumo, esta se divide en dos
zonas, la bodega antigua y la bodega nueva. Cada una de estas secciones cuenta con los
equipos apropiados para el proceso de la vinificación.
Con los orujos, escobajos y las duelas se hacen compostaje los cuales se incorporan al
suelo de la viña, si embargo, el ril se debe tratar. Hoy en día existe una planta de
tratamiento, que filtra el ril hasta disminuir la materia orgánica hasta que el liquido pueda
ser vertido a los canales de regadío.
La planta está constantemente produciendo riles, esto debido a los procesos de
vinificación y a los procesos de lavado que existen durante prácticamente todo el año, con
ello, se producen aproximadamente unos 150 m3 de riles diarios. Para el lavado de
barricas se necesita agua dosis de agua fría, caliente y agua con Ozono.
En la zona de riles, existen dos piscinas de 7.500 m3 cada una, estas reciben los líquidos,
por rebalse pasa de una a otra bajando así el porcentaje la DQO. Cada piscina posee 6
aireadores, 2 venturis y 4 radíales. Luego el ril pasa al reactor biológico donde tendrá una
residencia de aproximadamente 4 días para salir del reactor con carga orgánica baja.
a) Diagrama de procesos
Diagrama: Proceso Vitivinícola
Necesidad energética Etapas proceso producción Motores y equipos
Eléctrico Recepción‐molienda‐selección Motores/ Bombeo
Eléctrico/vapor Maceración en frío y fermentación
(Vino tinto)
Refrigeración
Aire Comprimido
Eléctrico/vapor Escurrido y prensado Bombeo y motores
Iluminación
Vapor Fermentación manoláctica (Vino tinto) Caldera
Eléctrico Mosto Refrigeración/Bombeo
Eléctrico Desborre Estático Refrigeración/Bombeo
Eléctrico Fermentación en barricas Refrigeración (Cubas)/Climatización
(Barricas)
Eléctrico Fermentación en Cubas Bombeo
Eléctrico Descube Iluminación
Eléctrico Clarificación, movimientos, filtrados y
estabilizados
Refrigeración / Climatización (barricas)
Bombeo/Iluminación
Eléctrico/vapor Envasados Motores/Aire
Comprimido/Caldera/Iluminación
344
b) Equipos relevantes del proceso – Consumo de energía
Consumo de energía Hrs./día Potencia nominal KW Nº Equipos KWh/día
Compresor 16 50 1 800
Lagares 14 6 2 154
Lagares 14 8 1 105
Bombas 1 1 6 1 6
Bombas 2 1 8 3 23
Prensas 1 12 19 3 684
Prensas 2 12 15 4 720
Despalilladora 14 17 3 714
Cintas 14 2 3 92
Calderas 1 1 582 2 1.163
Calderas 2 1 611 2 1.221
Quemadores 1 400 2 800
Centrales de frío 1 6 176 2 2.112
Centrales de frío 2 6 253 2 3.036
Compresores sala 1 5 3 2 30
Compresores sala 1 5 3 3 45
Compresores sala 2 5 3 6 90
Compresor tornillo 4 15 2 120
Con. Compresor tornillo 4 1 3 12
Ventilador condensado 4 1 1 4
Rascadores 8 3 2 48
Gráfico 25: Consumo eléctricos en la planta.
0 2.000 4.000 6.000
Compresor
Lagares
Bombas
Prensas
Despalilladora
Cintas
Centrales de frío
Compresores sala
Motor Copresor tornillo
Condensador Copresor tornillo
Rascadores
Quemadores
Kwh/Día
345
El mayor consumo de la planta son las centrales de frío según lo que dicta el gráfico
puesto que existe una demanda constante por el intento de climatizar las barricas. Por
otra parte tamién existe un consumo cosntante de energía termica la que es utilizada en
los procesos principalmente de vinificación y lavado, lo que mas adelante se verá de qué
energía producir a través de las renovables y qué energía intentar satisfacer.
Foto 9.21: Calderas a Petróleo
c) Tipo de cliente
Cliente Libre (Si/No) NO Tipo de tarifa eléctrica AT4.3 Potencia Total conectada (Mw) 3 Nº de empalmes 1 Flexibilidad ene l contrato con la compañía Si Compañía con la que poseen el contrato eléctrico CGE
d) Tipo de residuo y caracterización
volúmenes diarios de riles 150.000 lts/día
Características Físico Químicas de los Riles. Caudal (m3/día) 150 DBO5 (ppm) 19.238
346
Foto 9.22: Planta de tratamiento
e) Recursos renovables identificados
CONCHA Y TORO
Recurso Disponibilidad Cantidad
Solar Medio 4,7 KWh/m2
Biomasa Bajo Total disponibilidad
Biogás Medio 150 m3 riles
Geotérmico bajo 18 ºC
Eólico bajo No disponible
Cuadro 9.23: Recursos renovables disponibles en la zona
Para la empresa Concha y Toro, en esta bodega en particular, existe un amplio escenario
de posibilidades de incorporar energías renovables puesto que la cantidad de recursos es
amplia. Más adelante, se decidirá la tecnología a desarrollar según el recurso renovable
disponible, y qué demanda se requiere satisfacer.
f) Motores y Equipos que abastecen energía
Equipos de generación Nº
unidades Usos Combustible utilizado
Potencia nominal KW Horas/día
Caldera Vapor 1 Térmica Petróleo 6 582 2 hr
Caldera Vapor 1 Térmica Petróleo 6 582 2 hr
Caldera Vapor 1 Térmica Petróleo 6 611 2 hr
Caldera Vapor 1 Térmica Petróleo 6 611 2 hr
Grupos generadores 1 1 Eléctrica Diesel 680 6 hr
Grupos generadores 2 1 Eléctrica Diesel 840 6 hr
Grupos generadores 3 1 Eléctrica Diesel 105 6 hr
Cuadro 9.24: Equipos que proveen de energía a la planta
347
g) Consumos de energía
Consumo de energía Unidades Cantidad/día
Consumo Eléctrico vendimia KWh 20.313
Consumo Eléctrico resto del año KWh 9.538
Consumo Térmico vendimia KWh 14.316
Consumo Térmico Resto del año KWh 2.384
Consumo Gas Licuado Lts 1.698
Consumo Diesel Lts 808
Potencia nominal eléctrica KW 987
Potencia nominal térmica KW 2.384
Como se observa, el consumo de energía eléctrica como térmica diaria para la época de
vendimia, este dado por el siguiente cuadro:
Temporada Vendimia Febrero‐Mayo
Eléctrico KWh Horas KWh/día
Bodega con alto consumo 397 12 4.758
Bodega con bajo consumo 565 12 6.780
11.538
Generadores por aumento de tarifa 1462,5 6 8.775
Total día 20.313
Térmico KWh Horas KWh/día
Vapor y agua caliente para procesos 2.386,0 6 14.316
Total día 14.316
Cuadro 9.25: Promedio y distribución de consumos energéticos durante una jornada
Gráfico 26: Perfil del consumo eléctrico y térmico durante las 24 hr.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Consumos Eléctrico de red Kwh
Consumos Eléctrico con generador Kwh
Consumo Térmico Kwh
348
Como se observa, el consumo de energía eléctrica como térmica diaria en épocas fuera de
vendimia, este dado por el siguiente cuadro:
Temporada fuera de Vendimia
Eléctrico KWh Horas KWh/día
Bodega con alto consumo 742 9 6.676
Bodega consumo medio 307,3 9 2.766
Bodega en horario punta 16 6 95
Total día 9.537
Térmico KWh Horas KWh/día
Agua caliente para lavado 298,0 8 2.384
Total día 2.384
Cuadro 9.26: Promedio y distribución de consumos energéticos durante una jornada
Gráfico 27: Perfil del consumo eléctrico y térmico durante las 24 hr.
Del gráfico 26, se puede deducir, que las calderas, en la época de vendimia comienzan a
utilizarse con mayor intensidad durante la tarde, hora en que llegan los camiones con las
uvas para realizar el primer proceso de la producción de vinos.
De la misma manera, es el uso eléctrico aumenta por la tarde el cual su consumo
disminuye en la madrugada cuando terminan la jornada. Durante la mañana, su consumo
es bajo puesto que sólo funcionan los equipos de frío.
Sin embargo, en las épocas fuera de vendimia, las calderas funcionan menos horas al día,
para lavado de barricas y agua caliente para los operarios. Se le da un uso puntual.
La energía eléctrica es utilizada en horario normal de trabajo, donde esta decae a medida
que termina la jornada. Fuera de la jornada laboral el consumo disminuye
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Consumos Eléctrico de red Kwh
Consumo Térmico Kwh
349
significativamente, puesto que es representado por el uso de luminarias. En épocas de
invierno tampoco hay demanda de frío puesto que la temperatura en las barricas se
mantiene con la temperatura ambiente.
Sería un desafío poder sustituir parte o toda la energía eléctrica o térmica con alguna
alternativa renovable.
La planta posee unas emisiones de CO2 mostrada en la siguiente tabla:
CONCHA Y TORO Unidades Cantidades Kg/CO2
Consumo Eléctrico vendimia KWh/día 11.538 5.192
Consumo Gas Licuado Kg/día 849 2.335
Consumo Diesel Kg/día 687 1.916
Será importante poder disminuir el consumo de combustible fósil, que genera una
contaminación de 9.443 Kg/CO2 día. Se intentará proponer una alternativa de energías
renovables que permita reducir lo más significativamente posible las emisiones generadas.
Los recursos renovables disponibles en la zona están limitados a los que se muestran el
cuadro 9.23. Por ello, las alternativas de generación energética renovable serían:
Instalación solar térmica, fotovoltaica, biomasa, geotermia o un biodigestor para calor o
electricidad. La decisión de la tecnología a desarrollar y la energía a producir será decidida
en el capítulo correspondiente al desarrollo del perfil.
350
ANEXO 5 – CALCULO PARA LA ELECCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS POR EMPRESAS
Se adjunta gráfico con el cual se ha podido estimar la potencia térmica que generar una turbina
eléctrica para el caso de una implementación de biomasa para cogeneración.
Desarrollo de los cálculos:
SURFRUT
Cálculos Inversión
$ US$
Precio Petróleo 6 324,56 0,697978495
Precio eléctrico 59,65 0,12827957
N° Días/año 365 Costo Pellet (US$)
N° Horas/día 24 0,19
Solar térmico KWh/m2/día FV KWh/m2/día Biomasa (m3) Biogás m3/día
4,8 4,8 Total 700
Consumo (KWh/día)
Eléctrico Térmico
20.756 148.944
Solar Fv Potencia a
Instalar (KW) 4.324
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐27.026.042 971.838 ‐172.967 ‐26.227.170
1 ‐26.227.170 971.838 ‐172.967 ‐25.428.298
2 ‐25.428.298 971.838 ‐172.967 ‐24.629.427
3 ‐24.629.427 971.838 ‐172.967 ‐23.830.555
351
4 ‐23.830.555 971.838 ‐172.967 ‐23.031.683
5 ‐23.031.683 971.838 ‐172.967 ‐22.232.812
6 ‐22.232.812 971.838 ‐172.967 ‐21.433.940
7 ‐21.433.940 971.838 ‐172.967 ‐20.635.068
8 ‐20.635.068 971.838 ‐172.967 ‐19.836.197
9 ‐19.836.197 971.838 ‐172.967 ‐19.037.325
10 ‐19.037.325 971.838 ‐172.967 ‐18.238.453
11 ‐18.238.453 971.838 ‐172.967 ‐17.439.582
12 ‐17.439.582 971.838 ‐172.967 ‐16.640.710
13 ‐16.640.710 971.838 ‐172.967 ‐15.841.838
14 ‐15.841.838 971.838 ‐172.967 ‐15.042.967
15 ‐15.042.967 971.838 ‐172.967 ‐14.244.095
16 ‐14.244.095 971.838 ‐172.967 ‐13.445.223
17 ‐13.445.223 971.838 ‐172.967 ‐12.646.352
18 ‐12.646.352 971.838 ‐172.967 ‐11.847.480
Solar Termica Potencia a
Instalar (KW) 12.412
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐21.907.180 37.945.294 ‐354.611 15.683.503
1 15.683.503 37.945.294 ‐354.611 53.274.186
2 53.274.186 37.945.294 ‐354.611 90.864.869
3 90.864.869 37.945.294 ‐354.611 128.455.552
4 128.455.552 37.945.294 ‐354.611 166.046.235
Biomasa Térmica Potencia a
Instalar (KW) 7.301
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Pellets (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐5.840.941 37.945.294 ‐2.197.716 ‐182.529 29.724.107
1 29.724.107 37.945.294 ‐2.197.716 ‐182.529 65.289.155
2 65.289.155 37.945.294 ‐2.197.716 ‐182.529 100.854.203
3 100.854.203 37.945.294 ‐2.197.716 ‐182.529 136.419.251
4 136.419.251 37.945.294 ‐2.197.716 ‐182.529 171.984.299
Biomasa Cogeneración Potencia a
Instalar (KW) 1.017 153 Satisface 15%
térmico
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual Eléctrico
(US$) Ahorro/Anual térmico(US$)
Costo Pellets (US$)
Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐1.526.176 971.838 1.336.931 ‐306.261 ‐25.436 450.895
1 450.895 971.838 1.336.931 ‐306.261 ‐25.436 2.427.966
2 2.427.966 971.838 1.336.931 ‐306.261 ‐25.436 4.405.037
3 4.405.037 971.838 1.336.931 ‐306.261 ‐25.436 6.382.108
4 6.382.108 971.838 1.336.931 ‐306.261 ‐25.436 8.359.180
Biogás Térmico Potencia a
Instalar (KW) 1.235
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐4.941.905 971.838 ‐308.869 ‐4.278.935
1 ‐4.278.935 971.838 ‐308.869 ‐3.615.966
2 ‐3.615.966 971.838 ‐308.869 ‐2.952.997
3 ‐2.952.997 971.838 ‐308.869 ‐2.290.028
4 ‐2.290.028 971.838 ‐308.869 ‐1.627.058
5 ‐1.627.058 971.838 ‐308.869 ‐964.089
352
6 ‐964.089 971.838 ‐308.869 ‐301.120
7 ‐301.120 971.838 ‐308.869 361.849
8 361.849 971.838 ‐308.869 1.024.819
9 1.024.819 971.838 ‐308.869 1.687.788
10 1.687.788 971.838 ‐308.869 2.350.757
11 2.350.757 971.838 ‐308.869 3.013.727
12 3.013.727 971.838 ‐308.869 3.676.696
13 3.676.696 971.838 ‐308.869 4.339.665
14 4.339.665 971.838 ‐308.869 5.002.634
15 5.002.634 971.838 ‐308.869 5.665.604
16 5.665.604 971.838 ‐308.869 6.328.573
Biogás Cogeneración Potencia a
Instalar (KW) Eléctrica y Térmica 1.081 865
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)‐
eléctrico Ahorro/Anual (US$)‐
Térmico Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐5.729.521 971.838 777.471 ‐324.313 ‐4.304.524
1 ‐4.304.524 971.838 777.471 ‐324.313 ‐2.879.528
2 ‐2.879.528 971.838 777.471 ‐324.313 ‐1.454.531
3 ‐1.454.531 971.838 777.471 ‐324.313 ‐29.535
4 ‐29.535 971.838 777.471 ‐324.313 1.395.462
5 1.395.462 971.838 777.471 ‐324.313 2.820.458
6 2.820.458 971.838 777.471 ‐324.313 4.245.455
7 4.245.455 971.838 777.471 ‐324.313 5.670.451
MAXAGRO
Cálculos Inversión
$ US$
Precio Petróleo 6 324,56 0,697978
Precio eléctrico 64,00 0,137634
N° Días/año 365 Costo Pellet (US$)
N° Horas/día 24 0,19
Solar térmico KWh/m2/día FV KWh/m2/día Biomasa (m3) Biogás m3/día
Maxagro 4,7 4,7 Total 600
Consumo (KWh/día)
Eléctrico Térmico
6.013 22.200
Solar Fv Potencia a
Instalar (KW) 1.253 6013
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐7.829.427 302.072 ‐50.108 ‐7.577.463
1 ‐7.577.463 302.072 ‐50.108 ‐7.325.499
2 ‐7.325.499 302.072 ‐50.108 ‐7.073.535
3 ‐7.073.535 302.072 ‐50.108 ‐6.821.571
4 ‐6.821.571 302.072 ‐50.108 ‐6.569.607
5 ‐6.569.607 302.072 ‐50.108 ‐6.317.643
6 ‐6.317.643 302.072 ‐50.108 ‐6.065.678
353
7 ‐6.065.678 302.072 ‐50.108 ‐5.813.714
8 ‐5.813.714 302.072 ‐50.108 ‐5.561.750
9 ‐5.561.750 302.072 ‐50.108 ‐5.309.786
10 ‐5.309.786 302.072 ‐50.108 ‐5.057.822
11 ‐5.057.822 302.072 ‐50.108 ‐4.805.858
Solar Termica Potencia a
Instalar (KW) 1.850
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐3.265.250 5.655.720 ‐52.855 2.337.615
1 2.337.615 5.655.720 ‐52.855 7.940.480
2 7.940.480 5.655.720 ‐52.855 13.543.346
3 13.543.346 5.655.720 ‐52.855 19.146.211
4 19.146.211 5.655.720 ‐52.855 24.749.076
5 24.749.076 5.655.720 ‐52.855 30.351.941
Biomasa Térmica Potencia a
Instalar (KW) 1.088
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Pellets (US$)
Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐444.000 5.655.720 ‐327.568 ‐27.206 4.856.946
1 4.856.946 5.655.720 ‐327.568 ‐27.206 10.157.892
2 10.157.892 5.655.720 ‐327.568 ‐27.206 15.458.837
3 15.458.837 5.655.720 ‐327.568 ‐27.206 20.759.783
4 20.759.783 5.655.720 ‐327.568 ‐27.206 26.060.729
5 26.060.729 5.655.720 ‐327.568 ‐27.206 31.361.675
Biomasa Eléctrica Potencia a
Instalar (KW) 295 15
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual Eléctrico (US$)
Ahorro/Anual térmico(US$)
Costo Pellets (US$)
Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐1.179.020 302.072 129.103 ‐30.339 ‐7.369 ‐785.553
1 ‐785.553 302.072 129.103 ‐30.339 ‐7.369 ‐392.086
2 ‐392.086 302.072 129.103 ‐30.339 ‐7.369 1.381
3 1.381 302.072 129.103 ‐30.339 ‐7.369 394.847
4 394.847 302.072 129.103 ‐30.339 ‐7.369 788.314
5 788.314 302.072 129.103 ‐30.339 ‐7.369 1.181.781
6 1.181.781 302.072 129.103 ‐30.339 ‐7.369 1.575.247
Biogás Térmico Potencia a
Instalar (KW) 358
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐1.431.667 302.072 ‐89.479 ‐1.219.073
1 ‐1.219.073 302.072 ‐89.479 ‐1.006.480
2 ‐1.006.480 302.072 ‐89.479 ‐793.887
3 ‐793.887 302.072 ‐89.479 ‐581.294
4 ‐581.294 302.072 ‐89.479 ‐368.700
5 ‐368.700 302.072 ‐89.479 ‐156.107
6 ‐156.107 302.072 ‐89.479 56.486
354
Biogás Cogeneración Potencia a
Instalar (KW) Eléctrica y Térmica 313 251
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)‐Eléctrico
Ahorro/Anual (US$)‐Térmico
Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐1.659.839 302.072 1.225.508 ‐93.953 ‐226.211
1 ‐226.211 302.072 1.225.508 ‐93.953 1.207.416
2 1.207.416 302.072 1.225.508 ‐93.953 2.641.043
3 2.641.043 302.072 1.225.508 ‐93.953 4.074.670
4 4.074.670 302.072 1.225.508 ‐93.953 5.508.297
5 5.508.297 302.072 1.225.508 ‐93.953 6.941.924
6 6.941.924 302.072 1.225.508 ‐93.953 8.375.552
7 8.375.552 302.072 1.225.508 ‐93.953 9.809.179
8 9.809.179 302.072 1.225.508 ‐93.953 11.242.806
9 11.242.806 302.072 1.225.508 ‐93.953 12.676.433
10 12.676.433 302.072 1.225.508 ‐93.953 14.110.060
ARIZTIA
Cálculos Inversión
$ US$
Precio Petróleo 6 324,56 0,697978495
Precio eléctrico 60,00 0,129032258
N° Días/año 365
N° Horas/día 24
Solar térmico KWh/m2/día FV KWh/m2/día Biogás m3/día
Ariztia 4,6 4,6 5.000
Consumo (KWh/día)
Eléctrico Térmico
72.066 99.960
Solar Fv Potencia a
Instalar (KW) 15.014 72066
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐93.835.938 3.394.076 ‐600.550 ‐91.042.411
1 ‐91.042.411 3.394.076 ‐600.550 ‐88.248.885
2 ‐88.248.885 3.394.076 ‐600.550 ‐85.455.359
3 ‐85.455.359 3.394.076 ‐600.550 ‐82.661.833
4 ‐82.661.833 3.394.076 ‐600.550 ‐79.868.307
5 ‐79.868.307 3.394.076 ‐600.550 ‐77.074.781
6 ‐77.074.781 3.394.076 ‐600.550 ‐74.281.255
7 ‐74.281.255 3.394.076 ‐600.550 ‐71.487.728
8 ‐71.487.728 3.394.076 ‐600.550 ‐68.694.202
9 ‐68.694.202 3.394.076 ‐600.550 ‐65.900.676
10 ‐65.900.676 3.394.076 ‐600.550 ‐63.107.150
11 ‐63.107.150 3.394.076 ‐600.550 ‐60.313.624
12 ‐60.313.624 3.394.076 ‐600.550 ‐57.520.098
355
Solar Termica Potencia a
Instalar (KW) 8.330
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐14.702.450 12.733.012 ‐237.988 ‐2.207.426
1 ‐2.207.426 12.733.012 ‐237.988 10.287.598
2 10.287.598 12.733.012 ‐237.988 22.782.623
3 22.782.623 12.733.012 ‐237.988 35.277.647
4 35.277.647 12.733.012 ‐237.988 47.772.671
5 47.772.671 12.733.012 ‐237.988 60.267.695
Biogás térmico Potencia a
Instalar (KW) 4.290
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐17.158.571 3.394.076 ‐1.072.411 ‐14.836.906
1 ‐14.836.906 3.394.076 ‐1.072.411 ‐12.515.241
2 ‐12.515.241 3.394.076 ‐1.072.411 ‐10.193.575
3 ‐10.193.575 3.394.076 ‐1.072.411 ‐7.871.910
4 ‐7.871.910 3.394.076 ‐1.072.411 ‐5.550.244
5 ‐5.550.244 3.394.076 ‐1.072.411 ‐3.228.579
6 ‐3.228.579 3.394.076 ‐1.072.411 ‐906.914
7 ‐906.914 3.394.076 ‐1.072.411 1.414.752
8 1.414.752 3.394.076 ‐1.072.411 3.736.417
9 3.736.417 3.394.076 ‐1.072.411 6.058.083
10 6.058.083 3.394.076 ‐1.072.411 8.379.748
11 8.379.748 3.394.076 ‐1.072.411 10.701.414
12 10.701.414 3.394.076 ‐1.072.411 13.023.079
13 13.023.079 3.394.076 ‐1.072.411 15.344.744
Biogás Cogeneración Potencia a
Instalar (KW) Eléctrica y Térmica 3.753 3.003
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)‐
Eléctrico Ahorro/Anual (US$)‐
Térmico Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐19.893.219 3.394.076 14.687.751 ‐1.126.031 ‐2.937.423
1 ‐2.937.423 28.860.101 14.687.751 ‐1.126.031 39.484.398
2 39.484.398 28.860.101 14.687.751 ‐1.126.031 81.906.219
3 81.906.219 28.860.101 14.687.751 ‐1.126.031 124.328.040
4 124.328.040 28.860.101 14.687.751 ‐1.126.031 166.749.860
5 166.749.860 28.860.101 14.687.751 ‐1.126.031 209.171.681
6 209.171.681 28.860.101 14.687.751 ‐1.126.031 251.593.502
7 251.593.502 28.860.101 14.687.751 ‐1.126.031 294.015.323
8 294.015.323 28.860.101 14.687.751 ‐1.126.031 336.437.144
JUMBO Calculos Inversión
$ US$
Precio Petróleo 6 324,56 0,6979785
Precio eléctrico 60,00 0,1290323
N° Días/año 365
N° Horas/día 24
356
Solar térmico KWh/m2/día FV KWh/m2/día Biogás m3/día
Jumbo 4,3 4,3 225
Consumo (KWh/día)
Eléctrico Térmico
10.851 3955
Solar Fv Potencia a Instalar
(KW) 2.261
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐14.128.906 511.047 ‐90.425 ‐13.708.284
1 ‐13.708.284 511.047 ‐90.425 ‐13.287.662
2 ‐13.287.662 511.047 ‐90.425 ‐12.867.040
3 ‐12.867.040 511.047 ‐90.425 ‐12.446.418
4 ‐12.446.418 511.047 ‐90.425 ‐12.025.796
5 ‐12.025.796 511.047 ‐90.425 ‐11.605.174
6 ‐11.605.174 511.047 ‐90.425 ‐11.184.552
7 ‐11.184.552 511.047 ‐90.425 ‐10.763.929
8 ‐10.763.929 511.047 ‐90.425 ‐10.343.307
9 ‐10.343.307 511.047 ‐90.425 ‐9.922.685
10 ‐9.922.685 511.047 ‐90.425 ‐9.502.063
11 ‐9.502.063 511.047 ‐90.425 ‐9.081.441
12 ‐9.081.441 511.047 ‐90.425 ‐8.660.819
13 ‐8.660.819 511.047 ‐90.425 ‐8.240.197
14 ‐8.240.197 511.047 ‐90.425 ‐7.819.575
15 ‐7.819.575 511.047 ‐90.425 ‐7.398.953
Solar Termica Potencia a Instalar
(KW) 330
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐581.715 1.007.584 ‐9.416 416.454
1 416.454 1.007.584 ‐9.416 1.414.622
2 1.414.622 1.007.584 ‐9.416 2.412.790
3 2.412.790 1.007.584 ‐9.416 3.410.958
4 3.410.958 1.007.584 ‐9.416 4.409.126
5 4.409.126 1.007.584 ‐9.416 5.407.294
Biogás térmico Potencia a Instalar
(KW) 646
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐968.839 511.047 ‐161.473 ‐619.265
1 ‐619.265 511.047 ‐161.473 ‐269.692
2 ‐269.692 511.047 ‐161.473 79.882
3 79.882 511.047 ‐161.473 429.456
4 429.456 511.047 ‐161.473 779.030
Biogás Cogeneración
Potencia a Instalar (KW) Eléctrica y Térmica 565 452
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)‐
Eléctrico Ahorro/Anual (US$)‐
Térmico Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐2.995.328 511.047 2.211.539 ‐169.547 ‐442.289
1 ‐442.289 511.047 2.211.539 ‐169.547 2.110.751
2 2.110.751 511.047 2.211.539 ‐169.547 4.663.790
357
3 4.663.790 511.047 2.211.539 ‐169.547 7.216.830
4 7.216.830 511.047 2.211.539 ‐169.547 9.769.869
5 9.769.869 511.047 2.211.539 ‐169.547 12.322.909
ABALONES
Cálculos Inversión
$ US$
Precio Petróleo 6 324,56 0,6979785
Precio eléctrico 78,48 0,1687742
N° Días/año 365
N° Horas/día 24
Solar térmico KWh/m2/día FV KWh/m2/día Eólico m/s
Hidráulica m3/seg
Comercial Panamericana 4,2 4,2 2,68 2
Consumo (KWh/día)
Eléctrico Térmico
7.850 ‐
Solar Fv Potencia a Instalar
(KW) 1.635
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual
(US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐10.221.354 483.580 ‐65.417 ‐9.803.191
1 ‐9.803.191 483.580 ‐65.417 ‐9.385.027
2 ‐9.385.027 483.580 ‐65.417 ‐8.966.863
3 ‐8.966.863 483.580 ‐65.417 ‐8.548.700
4 ‐8.548.700 483.580 ‐65.417 ‐8.130.536
5 ‐8.130.536 483.580 ‐65.417 ‐7.712.373
6 ‐7.712.373 483.580 ‐65.417 ‐7.294.209
7 ‐7.294.209 483.580 ‐65.417 ‐6.876.045
8 ‐6.876.045 483.580 ‐65.417 ‐6.457.882
9 ‐6.457.882 483.580 ‐65.417 ‐6.039.718
10 ‐6.039.718 483.580 ‐65.417 ‐5.621.555
11 ‐5.621.555 483.580 ‐65.417 ‐5.203.391
12 ‐5.203.391 483.580 ‐65.417 ‐4.785.227
13 ‐4.785.227 483.580 ‐65.417 ‐4.367.064
14 ‐4.367.064 483.580 ‐65.417 ‐3.948.900
15 ‐3.948.900 483.580 ‐65.417 ‐3.530.737
16 ‐3.530.737 483.580 ‐65.417 ‐3.112.573
17 ‐3.112.573 483.580 ‐65.417 ‐2.694.410
18 ‐2.694.410 483.580 ‐65.417 ‐2.276.246
19 ‐2.276.246 483.580 ‐65.417 ‐1.858.082
20 ‐1.858.082 483.580 ‐65.417 ‐1.439.919
21 ‐1.439.919 483.580 ‐65.417 ‐1.021.755
Eólica Potencia a Instalar
(KW) 2.983
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual
(US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐13.423.500 483.580 ‐59.660 ‐12.999.580
1 ‐12.999.580 483.580 ‐59.660 ‐12.575.659
358
2 ‐12.575.659 483.580 ‐59.660 ‐12.151.739
3 ‐12.151.739 483.580 ‐59.660 ‐11.727.819
4 ‐11.727.819 483.580 ‐59.660 ‐11.303.899
5 ‐11.303.899 483.580 ‐59.660 ‐10.879.978
6 ‐10.879.978 483.580 ‐59.660 ‐10.456.058
7 ‐10.456.058 483.580 ‐59.660 ‐10.032.138
8 ‐10.032.138 483.580 ‐59.660 ‐9.608.218
9 ‐9.608.218 483.580 ‐59.660 ‐9.184.297
10 ‐9.184.297 483.580 ‐59.660 ‐8.760.377
11 ‐8.760.377 483.580 ‐59.660 ‐8.336.457
12 ‐8.336.457 483.580 ‐59.660 ‐7.912.537
13 ‐7.912.537 483.580 ‐59.660 ‐7.488.616
14 ‐7.488.616 483.580 ‐59.660 ‐7.064.696
15 ‐7.064.696 483.580 ‐59.660 ‐6.640.776
16 ‐6.640.776 483.580 ‐59.660 ‐6.216.856
17 ‐6.216.856 483.580 ‐59.660 ‐5.792.935
18 ‐5.792.935 483.580 ‐59.660 ‐5.369.015
19 ‐5.369.015 483.580 ‐59.660 ‐4.945.095
Mini Hidro Potencia a Instalar
(KW) 545
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual
(US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐3.407.118 483.580 ‐49.063 ‐2.972.600
1 ‐2.972.600 483.580 ‐49.063 ‐2.538.083
2 ‐2.538.083 483.580 ‐49.063 ‐2.103.565
3 ‐2.103.565 483.580 ‐49.063 ‐1.669.047
4 ‐1.669.047 483.580 ‐49.063 ‐1.234.529
5 ‐1.234.529 483.580 ‐49.063 ‐800.012
6 ‐800.012 483.580 ‐49.063 ‐365.494
7 ‐365.494 483.580 ‐49.063 69.024
8 69.024 483.580 ‐49.063 503.542
CCU
Calculos Inversión
$ US$
Precio Petróleo 6 450 0,9677419
Precio eléctrico 60,00 0,1290323
N° Días/año 365
N° Horas/día 24
Solar térmico KWh/m2/día FV KWh/m2/día Biogás m3/día
CCU 5 5 1.600
Consumo (KWh/día)
Eléctrico Térmico
359
11.408 2.192
Solar Fv Potencia a Instalar
(KW) 2.377
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐14.854.167 537.280 ‐95.067 ‐14.411.953
1 ‐14.411.953 537.280 ‐95.067 ‐13.969.740
2 ‐13.969.740 537.280 ‐95.067 ‐13.527.527
3 ‐13.527.527 537.280 ‐95.067 ‐13.085.313
4 ‐13.085.313 537.280 ‐95.067 ‐12.643.100
5 ‐12.643.100 537.280 ‐95.067 ‐12.200.887
6 ‐12.200.887 537.280 ‐95.067 ‐11.758.673
7 ‐11.758.673 537.280 ‐95.067 ‐11.316.460
8 ‐11.316.460 537.280 ‐95.067 ‐10.874.247
9 ‐10.874.247 537.280 ‐95.067 ‐10.432.033
10 ‐10.432.033 537.280 ‐95.067 ‐9.989.820
11 ‐9.989.820 537.280 ‐95.067 ‐9.547.607
12 ‐9.547.607 537.280 ‐95.067 ‐9.105.393
13 ‐9.105.393 537.280 ‐95.067 ‐8.663.180
14 ‐8.663.180 537.280 ‐95.067 ‐8.220.967
15 ‐8.220.967 537.280 ‐95.067 ‐7.778.753
Solar Termica Potencia a Instalar
(KW) 183
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐322.407 774.271 ‐5.219 446.646
1 446.646 774.271 ‐5.219 1.215.698
2 1.215.698 774.271 ‐5.219 1.984.750
3 1.984.750 774.271 ‐5.219 2.753.802
Biogás térmico Potencia a Instalar
(KW) 679
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐2.716.190 537.280 ‐169.762 ‐2.348.672
1 ‐2.348.672 537.280 ‐169.762 ‐1.981.154
2 ‐1.981.154 537.280 ‐169.762 ‐1.613.636
3 ‐1.613.636 537.280 ‐169.762 ‐1.246.118
4 ‐1.246.118 537.280 ‐169.762 ‐878.600
5 ‐878.600 537.280 ‐169.762 ‐511.082
6 ‐511.082 537.280 ‐169.762 ‐143.564
7 ‐143.564 537.280 ‐169.762 223.954
8 223.954 537.280 ‐169.762 591.472
9 591.472 537.280 ‐169.762 958.990
Biogás Cogeneración
Potencia a Instalar (KW) Eléctrica y Térmica 594 475
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)‐
Eléctrico Ahorro/Anual (US$)‐
Térmico Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐3.149.083 537.280 3.223.680 ‐178.250 433.627
1 433.627 537.280 3.223.680 ‐178.250 4.016.337
2 4.016.337 537.280 3.223.680 ‐178.250 7.599.047
3 7.599.047 537.280 3.223.680 ‐178.250 11.181.757
4 11.181.757 537.280 3.223.680 ‐178.250 14.764.467
5 14.764.467 537.280 3.223.680 ‐178.250 18.347.177
6 18.347.177 537.280 3.223.680 ‐178.250 21.929.887
360
7 21.929.887 537.280 3.223.680 ‐178.250 25.512.597
8 25.512.597 537.280 3.223.680 ‐178.250 29.095.307
9 29.095.307 537.280 3.223.680 ‐178.250 32.678.017
10 32.678.017 537.280 3.223.680 ‐178.250 36.260.727
LACTEOS DEL SUR Calculos Inversión
$ US$
Precio Petróleo 6 324,56 0,69797849
Precio eléctrico 60,00 0,12903226
N° Días/año 365
N° Horas/día 24
Solar térmico KWh/m2/día FV KWh/m2/día Biogás m3/día
Lácteos del Sur 3,5 3,5 70 a 170
Consumo (KWh/día)
Eléctrico Térmico
8.100 25.236
Solar Fv Potencia a Instalar
(KW) 1.688
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐10.546.875 381.484 ‐67.500 ‐10.232.891
1 ‐10.232.891 381.484 ‐67.500 ‐9.918.907
2 ‐9.918.907 381.484 ‐67.500 ‐9.604.923
3 ‐9.604.923 381.484 ‐67.500 ‐9.290.940
4 ‐9.290.940 381.484 ‐67.500 ‐8.976.956
5 ‐8.976.956 381.484 ‐67.500 ‐8.662.972
6 ‐8.662.972 381.484 ‐67.500 ‐8.348.988
7 ‐8.348.988 381.484 ‐67.500 ‐8.035.004
8 ‐8.035.004 381.484 ‐67.500 ‐7.721.020
9 ‐7.721.020 381.484 ‐67.500 ‐7.407.036
10 ‐7.407.036 381.484 ‐67.500 ‐7.093.052
11 ‐7.093.052 381.484 ‐67.500 ‐6.779.069
12 ‐6.779.069 381.484 ‐67.500 ‐6.465.085
Solar Termica Potencia a Instalar
(KW) 2.103
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐3.711.795 6.429.178 ‐60.083 2.657.300
1 2.657.300 6.429.178 ‐60.083 9.026.395
2 9.026.395 6.429.178 ‐60.083 15.395.490
3 15.395.490 6.429.178 ‐60.083 21.764.585
4 21.764.585 6.429.178 ‐60.083 28.133.680
5 28.133.680 6.429.178 ‐60.083 34.502.775
361
Biogás térmico Potencia a Instalar
(KW) 482
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐1.928.571 381.484 ‐120.536 ‐1.667.623
1 ‐1.667.623 381.484 ‐120.536 ‐1.406.675
2 ‐1.406.675 381.484 ‐120.536 ‐1.145.727
3 ‐1.145.727 381.484 ‐120.536 ‐884.779
4 ‐884.779 381.484 ‐120.536 ‐623.831
5 ‐623.831 381.484 ‐120.536 ‐362.882
6 ‐362.882 381.484 ‐120.536 ‐101.934
7 ‐101.934 381.484 ‐120.536 159.014
8 159.014 381.484 ‐120.536 419.962
9 419.962 381.484 ‐120.536 680.910
10 680.910 381.484 ‐120.536 941.858
11 941.858 381.484 ‐120.536 1.202.806
12 1.202.806 381.484 ‐120.536 1.463.755
13 1.463.755 381.484 ‐120.536 1.724.703
14 1.724.703 381.484 ‐120.536 1.985.651
Biogás Cogeneración
Potencia a Instalar (KW) Eléctrica y Térmica 422 338
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)‐
Eléctrico Ahorro/Anual (US$)‐
Térmico Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐2.235.938 381.484 1.650.859 ‐126.563 ‐330.157
1 ‐330.157 381.484 1.650.859 ‐126.563 1.575.623
2 1.575.623 381.484 1.650.859 ‐126.563 3.481.403
3 3.481.403 381.484 1.650.859 ‐126.563 5.387.183
4 5.387.183 381.484 1.650.859 ‐126.563 7.292.963
5 7.292.963 381.484 1.650.859 ‐126.563 9.198.743
6 9.198.743 381.484 1.650.859 ‐126.563 11.104.523
7 11.104.523 381.484 1.650.859 ‐126.563 13.010.303
8 13.010.303 381.484 1.650.859 ‐126.563 14.916.083
AGRIPOR
Calculos Inversión
$ US$
Precio Petróleo 6 324,56 0,697978
Precio eléctrico 53,97 0,116065
N° Días/año 365
N° Horas/día 24
Solar térmico KWh/m2/día FV KWh/m2/día Biogás m3/día
Agripor 4,6 4,6 70 a 170
Consumo (KWh/día)
362
Eléctrico Térmico
3.143 1.968
Solar Fv Potencia a Instalar
(KW) 655
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐4.092.448 133.149 ‐26.192 ‐3.985.491
1 ‐3.985.491 133.149 ‐26.192 ‐3.878.534
2 ‐3.878.534 133.149 ‐26.192 ‐3.771.577
3 ‐3.771.577 133.149 ‐26.192 ‐3.664.620
4 ‐3.664.620 133.149 ‐26.192 ‐3.557.663
5 ‐3.557.663 133.149 ‐26.192 ‐3.450.706
6 ‐3.450.706 133.149 ‐26.192 ‐3.343.749
7 ‐3.343.749 133.149 ‐26.192 ‐3.236.792
8 ‐3.236.792 133.149 ‐26.192 ‐3.129.835
9 ‐3.129.835 133.149 ‐26.192 ‐3.022.878
10 ‐3.022.878 133.149 ‐26.192 ‐2.915.921
11 ‐2.915.921 133.149 ‐26.192 ‐2.808.964
12 ‐2.808.964 133.149 ‐26.192 ‐2.702.007
13 ‐2.702.007 133.149 ‐26.192 ‐2.595.050
14 ‐2.595.050 133.149 ‐26.192 ‐2.488.093
15 ‐2.488.093 133.149 ‐26.192 ‐2.381.136
16 ‐2.381.136 133.149 ‐26.192 ‐2.274.179
17 ‐2.274.179 133.149 ‐26.192 ‐2.167.223
18 ‐2.167.223 133.149 ‐26.192 ‐2.060.266
19 ‐2.060.266 133.149 ‐26.192 ‐1.953.309
20 ‐1.953.309 133.149 ‐26.192 ‐1.846.352
21 ‐1.846.352 133.149 ‐26.192 ‐1.739.395
Solar Termica Potencia a Instalar
(KW) 164
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐289.460 501.372 ‐4.685 207.226
1 207.226 501.372 ‐4.685 703.913
2 703.913 501.372 ‐4.685 1.200.599
3 1.200.599 501.372 ‐4.685 1.697.286
4 1.697.286 501.372 ‐4.685 2.193.972
5 2.193.972 501.372 ‐4.685 2.690.659
6 2.690.659 501.372 ‐4.685 3.187.345
7 3.187.345 501.372 ‐4.685 3.684.031
8 3.684.031 501.372 ‐4.685 4.180.718
Biogás térmico Potencia a Instalar
(KW) 187
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐748.333 133.149 ‐46.771 ‐661.956
1 ‐661.956 133.149 ‐46.771 ‐575.578
2 ‐575.578 133.149 ‐46.771 ‐489.200
3 ‐489.200 133.149 ‐46.771 ‐402.822
4 ‐402.822 133.149 ‐46.771 ‐316.444
5 ‐316.444 133.149 ‐46.771 ‐230.067
6 ‐230.067 133.149 ‐46.771 ‐143.689
7 ‐143.689 133.149 ‐46.771 ‐57.311
8 ‐57.311 133.149 ‐46.771 29.067
363
9 29.067 133.149 ‐46.771 115.445
10 115.445 133.149 ‐46.771 201.822
11 201.822 133.149 ‐46.771 288.200
12 288.200 133.149 ‐46.771 374.578
Biogás Cogeneración
Potencia a Instalar (KW) Eléctrica y Térmica 164 131
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)‐
Eléctrico Ahorro/Anual (US$)‐
Térmico Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐867.599 133.149 640.574 ‐49.109 ‐142.986
1 ‐142.986 634.521 640.574 ‐49.109 1.082.999
2 1.082.999 634.521 640.574 ‐49.109 2.308.984
3 2.308.984 634.521 640.574 ‐49.109 3.534.970
4 3.534.970 634.521 640.574 ‐49.109 4.760.955
5 4.760.955 634.521 640.574 ‐49.109 5.986.940
CONCHA Y TORO
Cálculos Inversión
$ US$
Precio Petróleo 6 324,56 0,6979785 Precio eléctrico 60,00 0,1290323
N° Días/año 365 Costo Pellet (US$)
N° Horas/día 24 0,19
Solar térmico y FV KWh/m2/día Biomasa (m3) Biogás m3/día Geotermia (ºC)
Concha y Toro 4,7 Total 150 18
Consumo (KWh/día)
Eléctrico Térmico
11.538 14.316
Solar Fv Potencia a
Instalar (KW) 2.404
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐15.023.438 543.403 ‐96.150 ‐14.576.185
1 ‐14.576.185 543.403 ‐96.150 ‐14.128.932
2 ‐14.128.932 543.403 ‐96.150 ‐13.681.680
3 ‐13.681.680 543.403 ‐96.150 ‐13.234.427
4 ‐13.234.427 543.403 ‐96.150 ‐12.787.175
5 ‐12.787.175 543.403 ‐96.150 ‐12.339.922
6 ‐12.339.922 543.403 ‐96.150 ‐11.892.669
7 ‐11.892.669 543.403 ‐96.150 ‐11.445.417
8 ‐11.445.417 543.403 ‐96.150 ‐10.998.164
9 ‐10.998.164 543.403 ‐96.150 ‐10.550.912
10 ‐10.550.912 543.403 ‐96.150 ‐10.103.659
11 ‐10.103.659 543.403 ‐96.150 ‐9.656.407
12 ‐9.656.407 543.403 ‐96.150 ‐9.209.154
364
13 ‐9.209.154 543.403 ‐96.150 ‐8.761.901
14 ‐8.761.901 543.403 ‐96.150 ‐8.314.649
15 ‐8.314.649 543.403 ‐96.150 ‐7.867.396
16 ‐7.867.396 543.403 ‐96.150 ‐7.420.144
17 ‐7.420.144 543.403 ‐96.150 ‐6.972.891
18 ‐6.972.891 543.403 ‐96.150 ‐6.525.638
19 ‐6.525.638 543.403 ‐96.150 ‐6.078.386
20 ‐6.078.386 543.403 ‐96.150 ‐5.631.133
Solar Termica Potencia a
Instalar (KW) 1.193
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐2.105.645 3.647.175 ‐34.084 1.507.446
1 1.507.446 3.647.175 ‐34.084 5.120.537
2 5.120.537 3.647.175 ‐34.084 8.733.628
3 8.733.628 3.647.175 ‐34.084 12.346.719
4 12.346.719 3.647.175 ‐34.084 15.959.810
5 15.959.810 3.647.175 ‐34.084 19.572.901
6 19.572.901 3.647.175 ‐34.084 23.185.992
7 23.185.992 3.647.175 ‐34.084 26.799.082
8 26.799.082 3.647.175 ‐34.084 30.412.173
Biomasa Térmica
Potencia a Instalar (KW) 702
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Pellets (US$) Costo
Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐286.320 3.647.175 ‐211.237 ‐17.544 3.132.074
1 3.132.074 3.647.175 ‐211.237 ‐17.544 6.550.467
2 6.550.467 3.647.175 ‐211.237 ‐17.544 9.968.861
3 9.968.861 3.647.175 ‐211.237 ‐17.544 13.387.255
4 13.387.255 3.647.175 ‐211.237 ‐17.544 16.805.648
5 16.805.648 3.647.175 211.237 ‐17.544 20.646.516
Biomasa Eléctrica
Potencia a Instalar (KW) 566 57
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual Eléctrico (US$)
Ahorro/Anual térmico(US$)
Costo Pellets (US$)
Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐848.382 543.403 495.455 ‐211.237 ‐14.140 ‐34.901
1 ‐34.901 543.403 495.455 ‐211.237 ‐14.140 778.580
2 778.580 543.403 495.455 ‐211.237 ‐14.140 1.592.061
3 1.592.061 543.403 495.455 ‐211.237 ‐14.140 2.405.542
4 2.405.542 543.403 495.455 ‐211.237 ‐14.140 3.219.023
5 3.219.023 543.403 495.455 ‐211.237 ‐14.140 4.032.504
6 4.032.504 543.403 495.455 ‐211.237 ‐14.140 4.845.985
Biogás térmico
Potencia a Instalar (KW) 687
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐2.747.143 543.403 ‐171.696 ‐2.375.437
1 ‐2.375.437 543.403 ‐171.696 ‐2.003.731
2 ‐2.003.731 543.403 ‐171.696 ‐1.632.024
3 ‐1.632.024 543.403 ‐171.696 ‐1.260.318
365
4 ‐1.260.318 543.403 ‐171.696 ‐888.612
5 ‐888.612 543.403 ‐171.696 ‐516.906
6 ‐516.906 543.403 ‐171.696 ‐145.200
7 ‐145.200 543.403 ‐171.696 226.506
8 226.506 543.403 ‐171.696 598.213
9 598.213 543.403 ‐171.696 969.919
10 969.919 543.403 ‐171.696 1.341.625
11 1.341.625 543.403 ‐171.696 1.713.331
12 1.713.331 543.403 ‐171.696 2.085.037
Biogás Cogeneración
Potencia a Instalar (KW) Eléctrica y Térmica 601
Genera 80% de la potencia instalada a Termico
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$)‐
Eléctrico Ahorro/Anual (US$)‐
Térmico Costo
Fijo/Anual (US$) Total US$
0 ‐3.184.969 543.403 2.351.557 ‐180.281 ‐470.291
1 ‐470.291 543.403 2.351.557 ‐180.281 2.244.387
2 2.244.387 543.403 2.351.557 ‐180.281 4.959.065
3 4.959.065 543.403 2.351.557 ‐180.281 7.673.743
4 7.673.743 543.403 2.351.557 ‐180.281 10.388.421
5 10.388.421 543.403 2.351.557 ‐180.281 13.103.099
6 13.103.099 543.403 2.351.557 ‐180.281 15.817.776
7 15.817.776 543.403 2.351.557 ‐180.281 18.532.454
Geotermia Potencia a
Instalar (KW) 1.529
Año Inversión (US$) Ahorro/Anual (US$) Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
0 ‐5.620.865 3.647.175 ‐184 ‐1.973.874
1 ‐1.973.874 3.647.175 ‐184 1.673.117
2 1.673.117 3.647.175 ‐184 5.320.109
3 5.320.109 3.647.175 ‐184 8.967.100
4 8.967.100 3.647.175 ‐184 12.614.092
5 12.614.092 3.647.175 ‐184 16.261.083
RESUMEN DE LOS RESULTADOS
SURFRUT
Potencias a instalar (KW)
Inversión (US$)
Ahorro/Anual (US$)
Costo Pellets (US$)
Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
Pago inversión (Años)
FV 4.324 ‐27.026.042 971.838 ‐ ‐172.967 ‐
26.227.170 › 21
SST 12.412 ‐21.907.180 37.945.294 ‐ ‐354.611 15.683.503 1
BIOMASA TERMICA 7.301 ‐5.840.941 37.945.294 ‐2.197.716 ‐182.529 29.724.107 1
BIOMASA COGENERACIÓN 1017/ 153 ‐1.526.176 2.308.769 ‐306.261 ‐25.436 ‐25.436 1
BIOGÁS TERMICO 1.235 ‐4.941.905 971.838 ‐ ‐308.869 ‐4.278.935 8
BIOGÁS COGENERACION 1081 / 865 ‐5.729.521 1.749.309 ‐ ‐324.313 ‐4.304.524 5
MAXAGRO
366
Potencias a instalar (KW)
Inversión (US$)
Ahorro/Anual (US$)
Costo Pellets (US$)
Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
Pago inversión (Años)
FV 1.253 ‐7.829.427 302.072 ‐ ‐50.108 ‐7.577.463 › 21
SST 1.850 ‐3.265.250 5.655.720 ‐ ‐52.855 2.337.615 1
BIOMASA TERMICA 1.088 ‐444.000 5.655.720 ‐327.568 ‐27.206 4.856.946 1
BIOMASA COGENERACIÓN 295 / 15 ‐1.179.020 431.175 ‐30.339 ‐7.369 ‐785.553 3
BIOGÁS TERMICO 358 ‐1.431.667 302.072 ‐ ‐89.479 ‐1.219.073 7
BIOGÁS COGENERACION 313 / 250 ‐1.659.839 1.527.580 ‐ ‐93.953 ‐226.211 2
ARIZTIA
Potencias a instalar (KW)
Inversión (US$)
Ahorro/Anual (US$)
Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
Pago inversión (Años)
FV 15.014 ‐93.835.938 3.394.076 ‐600.550 ‐91.042.411 › 21
SST 8.330 ‐14.702.450 12.733.012 ‐237.988 ‐2.207.426 2
BIOGÁS TERMICO 4.290 ‐17.158.571 3.394.076 ‐1.072.411 ‐14.836.906 9
BIOGÁS COGENERACION 3.753/3.002 ‐19.893.219 18.081.827 ‐1.126.031 ‐2.937.423 2
JUMBO
Potencias a instalar (KW)
Inversión (US$)
Ahorro/Anual (US$)
Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
Pago inversión (Años)
FV 2.261 ‐14.128.906 511.047 ‐90.425 ‐13.708.284 › 21
SST 330 ‐581.715 1.007.584 ‐9.416 416.454 1
BIOGÁS TERMICO 646 ‐968.839 511.047 ‐161.473 ‐619.265 3
BIOGÁS COGENERACION 565/206 ‐2.995.328 2.722.586 ‐169.547 ‐442.289 2
ABALONES
Potencias a instalar (KW)
Inversión (US$)
Ahorro/Anual (US$)
Costo Fijo/Anual
(US$) Total US$
Pago inversión (Años)
FV 1.635 ‐10.221.354 483.580 ‐65.417 ‐9.803.191 › 21
EOLICO 2.983 ‐13.423.500 483.580 ‐59.660 ‐12.999.580 › 21
HIDRO 545 ‐3.407.118 483.580 ‐49.063 ‐2.972.600 7
CCU
367
Potencias a instalar (KW)
Inversión (US$)
Ahorro/Anual (US$)
Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
Pago inversión (Años)
FV 2.377 ‐14.854.167 537.280 ‐95.067 ‐14.411.953 › 21
SST 183 ‐322.407 774.271 ‐5.219 446.646 1
BIOGÁS TERMICO 679 ‐2.716.190 537.280 ‐169.762 ‐2.348.672 7
BIOGÁS COGENERACION 594/475 ‐3.149.083 3.760.960 ‐178.250 433.627 4
LACTEOS DEL SUR
Potencias a instalar (KW)
Inversión (US$)
Ahorro/Anual (US$)
Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
Pago inversión (Años)
FV 1.688 ‐10.546.875 381.484 ‐67.500 ‐10.232.891 › 21
SST 2.103 ‐3.711.795 6.429.178 ‐60.083 2.657.300 1
BIOGÁS TERMICO 482 ‐1.928.571 381.484 ‐120.536 ‐1.667.623 8
BIOGÁS COGENERACION 422/ 338 ‐2.235.938 2.032.343 ‐126.563 ‐330.157 2
AGRIPOR
Potencias a instalar (KW)
Inversión (US$)
Ahorro/Anual (US$)
Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
Pago inversión (Años)
FV 655 ‐4.092.448 133.149 ‐26.192 ‐3.985.491 › 21
SST 164 ‐289.460 501.372 ‐4.685 207.226 1
BIOGÁS TERMICO 187 ‐748.333 133.149 ‐46.771 ‐661.956 8
BIOGÁS COGENERACION 164/ 131 ‐867.599 773.723 ‐49.109 ‐142.986 2
CONCHA Y TORO
Potencias a instalar (KW)
Inversión (US$)
Ahorro/Anual (US$)
Costo Pellets (US$)
Costo Fijo/Anual (US$) Total US$
Pago inversión (Años)
FV 2.404 ‐15.023.438 543.403 ‐96.150 ‐14.576.185 › 21
SST 1.193 ‐2.105.645 3.647.175 ‐34.084 1.507.446 1
BIOMASA TERMICA 633 ‐258.357 3.647.175 ‐211.237 ‐17.544 3.132.074 1
BIOMASA ELECTRICA 510 ‐848.382 1.038.858 ‐211.237 ‐14.140 ‐34.901 2
BIOGÁS TERMICO 687 ‐2.747.143 543.403 ‐171.696 ‐2.375.437 7
BIOGÁS COGENERACION 601/ 480 ‐3.184.969 2.894.959 ‐180.281 ‐470.291 2
GEOTERMIA 1529 / 1223 ‐5.620.865 3.647.175 ‐184 ‐1.973.874 2
368
Potencia Factor de planta Eficiencia Costos de inversión Costos de O&M LCOE (cents USD/kWh)
Familias de tecnologías Tipo de
tecnología Valor X Fuente Valor X Fuente Valor X Fuente Valor X Fuente Valor X Fuente Rango X
Solar
PV Silicio
Cristalinos
50 KW ‐ 100 MW
3 IEA Tech Roadmap 20110
11 ‐ 30%
1 IEA, 2010 15 ‐ 19% 1Splar
Generation 6, EPIA 2011
3.750 – 6.250
USD/kWp2 IEA, 2008
35 – 40 USD/kWp
2Splar
Generation 6, EPIA 2011
23,3 36,3 1
SST Colectores tubos al vacío
800 ‐ 900 W/m
2
1 Transenergie,
2011 24 – 50%
2Transenergie,
2011 45 ‐ 65% 3
Transenergie, 2010
1.294 ‐ 1.765
USD/kW 3
Transenergie, 2011
2,14 ‐ 28,57 USD/kW/año
3Transenergie,
2011
5,5
17,0 3
Eólica
Eólica baja potencia
Eje horizontal 3
aspas
5 a 500 kW
1 Sandía
Laboratory, 2011
26 ‐ 38%
2Sandía
Laboratory, 2011
16 – 41% 2Sandía
Laboratory, 2011
2.000 ‐ 4.500
USD/kW 2
Bergey Windpower
2011
8 ‐ 20 USD/kW/año
3Bergey
Windpower 2011
12,2
31,6
2
Hidráulica
Micro hidro Micro
centrales fijas
Menor a 300 KW
2 IEA, 2008 40%‐60%
2 IEA, 2011 Menor a 92%
3 IEA, 2010 2.500 ‐ 10.000 USD/kW
1 IEA, 2010 50‐90
USD/kW/año 1 IEA, 2011
9,8
58,2
1
Bioenergía Termoquímica
Combustión directa
hasta 100 MW
3 OECD/IEA,
2007
86.6% ‐
94.2%3
ETSAP IEA, 2010
Generación de energía eléctrica: 15‐38%
o Generación de energía térmica: 70%
1EPA, 2008 (ETSAP/iea,
2010)
650 a 1.500
USD/kW eléctrico y 408
USD/KW térmico
3 NREL, 2009 6 – 25
USD/kW/año 3 NREL, 2009
1,5
4,0
3
Bioquímica Digestión anaeróbica
0,3 – 10 MW
2 IEA/ETSAP,
2010 80% 2
IEA/ETSAP, 2010
Sin cogen: 26 – 32%, Con cogen: 40 – 85%
2IEA/ETSAP,
2010
3.700 – 5.300
USD/kW 2
IEA/ETSAP, 2010
300 USD/kW/año
1IEA/ETSAP,
2010 14,0
18,3 1
Geoterm
ia
Geotermia baja entalpía
Captador vertical
100 – 2.500 KWt
2 EREC, 2010 32 a 39%
1 EREC, 2010 65 a 75% 3 EREC, 2010 1.350 ‐3.675
USD/kW 3 IEA, 2009
0,06 – 0,12 USD/kWh
2 IEA, 2009
9,3
20,6 2
Fuente: Creación del CER
369
Tabla: Valores de inversión y costos asociados a las tecnologías
A modo de resumen de la tabla y habiendo actualizado algunos datos se adjunta el siguiente cuadro.
Tecnologías Factor de planta Inversión Costo O&M
PV 0,2 6250 40
SST 0,5 1765 28,57
Eólica baja potencia 0,38 4500 20
Micro hidro 0,6 6250 90
Biomasa eléctrica 0,85 1500 25
Biomasa térmica 0,85 408 25
Biogás térmico 0,7 4000 250
Biogás cogeneración 0,8 5300 300
Geotermia baja entalpía 0,39 3675 0,12
370
ANEXO 6: DATOS DE IRRADIACIÓN SOLAR (REGISTRO SOLARIMÉTRICO CNE / PNUD / UTFSM, 2008)
IRRACIACIÓN KWh/m2/día
Promedio para Lácteos del sur
Meses La serena Ovalle Pudahuel Cerro calán Rengo Laguna Vernada‐Talca Lago Chapo Huilo Huilo
Enero 168 206,4 206,7 204,5 217,1 203,5 140,8 165,7
Febrero 158,8 180,1 171,2 181,4 184,2 180,3 127,2 149
Marzo 130,9 173,5 160,9 157,2 164,3 172,3 110,1 136,2
Abril 104,6 127,9 114,9 115,4 128 132 77,3 88
Mayo 102,7 105,7 75,8 80,9 87,5 89 39,5 47,1
Junio 99,4 89,7 59,2 65,3 57,8 72,5 31,9 36,6
Julio 95,6 91,1 73,3 58,4 72,5 82,9 35,8 40,2
Agosto 106,9 114,2 109,7 84,7 95,8 108,5 55,2 69,5
Septiembre 121 133,5 128,1 117,9 128,3 141,2 80,5 93,7
Octubre 137,9 182,3 159,8 140,1 156,4 165,8 106,5 129,9
Noviembre 143,4 189 190,3 170 196,9 180,9 123,9 150,2
Diciembre 164,9 208,7 211,3 196,17 213,9 192,8 144,13 166,14
Total 127,84 150,18 138,43 131,00 141,89 143,48 89,40 106,02
Promedio/día 4,26 5,01 4,61 4,37 4,73 4,78 2,98 3,53
371
ANEXO 7 – DESCRIPCIÓN BREVE DE LAS TECNOLOGÍAS A DESARROLLAR EN LOS PERFILES
a. Caldera de Biomasa
Una caldera de biomasa es un intercambiador de calor en el que la energía se aporta
por un proceso de combustión de la biomasa.
El calentamiento del agua se logra mediante un sistema en el cual, la caldera produce
la combustión del combustible de biomasa, en este caso restos forestales, o pellets.
Las calderas de biomasa se emplean para la calefacción doméstica y para la producción
de calor industrial.
Dibujo 11.1: Ejemplo de caldera de biomasa
En la combustión de biomasa se libera CO2 a la atmósfera, el mismo CO2 que absorbió
de la atmósfera durante su crecimiento, si se trata de materia orgánica vegetal, o si se
trata de materia orgánica animal corresponde a las plantas que estos ingirieron: Esto
se denomina balance neutro de sus emisiones de CO2.
Para este caso, se utilizará la caldera de biomasa para el aporte de vapor producido a
presiones por encima de la atmósfera a partir de pellets o restos de madera o podas.
El vapor producido será posteriormente utilizado en diferentes funciones de la fábrica,
tales como aportación de calor en procesos o movimiento de máquinas
El vapor de agua constituye el fluido energético ideal para la industria, que necesita la
utilización de calor a diversos niveles de temperatura, generalmente entre los 90ºC y
260ºC, que corresponden a 0,5 kg/cm² y 60 kg/cm², aproximadamente.
372
Será importante considerar que una caldera de biomasa genera una mayor eficiencia
de combustión si se considera alimentarla con biomasa seca, lo ideal es que esta no
supere el 50% de humedad.
El alto calor latente y la pequeña densidad de este fluido hacen que el vapor de agua
sea especialmente efectivo en las operaciones de calentamiento. Su uso se extiende
prácticamente a todas las unidades.
Componentes
Una planta de combustión de biomasa consta de los siguientes sistemas:
Almacenamiento de combustible.
Transporte y dosificación del combustible al equipo de combustión.
Equipos y cámara de combustión.
Caldera (vapor, agua caliente, aceite térmico).
Recuperadores auxiliares de calor.
Depuración de gases.
Extracción de cenizas.
La diferencia principal entre la operación de una caldera de biomasa y una caldera de
gasóleo es que en la caldera de biomasa las cenizas se han de retirar periódicamente.
La eficiencia de la caldera para uso térmico según referencias de mercado está en un
92% aproximadamente.
b. Sistemas solares térmicos
El sol está compuesto mayoritariamente por hidrógeno y helio. En él se produce, de
manera continua, un proceso nuclear de fusión por el que el hidrógeno se transforma
en helio y se genera una gran cantidad de energía. Esta energía es emitida a todo el
espacio en forma de radiación electromagnética ultravioleta (UV), visible (V) e
infrarroja (IR).
Un colector solar es un dispositivo capaz de captar la energía que aporta la radiación
solar, utilizándola para calentar un determinado fluido (generalmente agua) a una
cierta temperatura. En función de la misma, los colectores pueden ser de alta (400°C),
medía (100°C‐400°C), o baja (≤100°C) temperatura, siendo estos últimos, los que han
adquirido un mayor desarrollo comercial.
El sistema solar consta de un área colectora de CTV (Tubos de vacío), un circuito
primario de una mezcla de agua y anticongelante (dadas las condiciones térmicas
ambientales de la zona) y de un circuito secundario. Es recomendable tener un
acumulador para el agua caliente excedentaria generada por el sistema solar.
373
Los colectores de baja temperatura absorben el calor para transferirlos a un líquido
calo portador con el fin de ceder este calor al agua de consumo. Los colectores solares
que se proponen, se instalan en una posición fija. Por ello una adecuada instalación de
los mismos es imprescindible para asegurar un aprovechamiento óptimo de la
radiación solar:
Si se tiene más del 20% de la superficie del colector solar con sombras, los colectores
estarán inoperativos. Por ello, es aconsejable que el día más desfavorable, en cuanto a
operatividad se refiere, no tenga más del 5% de sombra.
Si se instalan varias filas de colectores hay que dejar una separación suficiente entre
dichas filas para que no se hagan sombra entre sí. Para fijar esta distancia, el criterio
más utilizado es que en el mediodía solar del día más desfavorable (altura solar
mínima) del periodo de utilización, la sombra de la arista superior de una fila se
proyecte como máximo, sobre la arista inferior de la fila siguiente. En los equipos que
se utilicen todo el año, la altura solar mínima al mediodía solar se producirá el 21 de
junio.
Sensación de claridad que produce una fuente de luz o superficie iluminada.
Dibujo 11.2: Esquema de la proyección solar sobre los paneles
Una instalación de baja temperatura está formada por un subsistema de captación
formado por varios colectores solares conectados en serie o paralelo y un subsistema
de acumulación formado por uno o más depósitos de almacenamiento de agua
caliente. En zonas frías que no se cubre el 100 % de las necesidades térmicas, se
incorpora a la instalación un sistema convencional auxiliar (caldera o resistencia
eléctrica).
Según el modo de circulación del fluido caloportador, las instalaciones pueden ser con
circulación natural (termosifón) o con circulación forzada:
Instalaciones por termosifón: El movimiento del fluido caloportador se produce
por la diferencia de temperatura entre el agua fría del depósito y el agua
caliente del colector.
374
Instalaciones con circulación forzada: En este caso, el agua se mueve a través
del sistema por medio de bombas.
La bomba en el circuito primario será necesaria cuando el intercambiador esté a un
nivel inferior al de los colectores, pero si la presión de la red es insuficiente, será
necesario disponer de otra bomba en el secundario que asegure el caudal en los
puntos de consumo.
Para el caso del presente perfil, se elige la tecnología de tubos de vacío, estos se
caracterizan por disponer de una ampolla de vidrio que aísla el interior del captador
del ambiente y permiten alcanzar temperaturas de hasta 120 C. Además, resultan más
recomendables en sectores donde se tiene mayor cantidad de nubes puesto que posee
menor inercia térmica, lo que deriva en un aumento de la temperatura en un menor
tiempo, lo que no pasa con los colectores planos.
Dibujo 11.3: Esquema de un sistema solar térmico
Como parte importante de un circuito o sistema térmico de baja temperatura, además
de los colectores planos o tubos de vacío, se tiene los siguientes elementos:
Acumuladores: La necesidad de energía no siempre coincide en el tiempo con la
captación que se obtiene del Sol, por lo que es necesario disponer de un sistema de
acumulación que haga frente a la demanda en momentos de poca o nula radiación
solar, así como a la producción solar en momentos de poco o nulo consumo.
Intercambiadores de calor: El intercambiador de calor es un elemento que se instala
cuando se quiere transferir el calor de un fluido a otro sin que éstos se mezclen. Se
suelen utilizar cuando el agua contiene anticongelante.
Bombas de circulación Las bombas de circulación o electrocirculadores son aparatos
accionados por un motor eléctrico, capaces de suministrar al fluido una cantidad de
energía suficiente para transportar el fluido a través de un circuito, venciendo las
pérdidas de carga existentes en el mismo.
375
Depósito de expansión: Su función es absorber las dilataciones del fluido caloportador
que se producen con el aumento de temperatura.
c. Paneles fotovoltaicos
La energía solar fotovoltaica consiste en la transformación directa de la energía que
irradía el Sol en energía eléctrica sin mediación de reacciones químicas, ni ciclos
termodinámicos, ni procesos mecánicos. Este proceso de transformación de energía
solar en energía eléctrica se produce en un elemento que se denomina célula
fotovoltaica.
Las células fotovoltaicas, se construyen con materiales semiconductores
principalmente, el germanio (Ge), y el silicio (Si). Ambos, a temperatura ambiente,
tienen muy pocos electrones libres, que son los responsables de su pequeña
conductividad.
Estos materiales tienen propiedades eléctricas únicas. En presencia de luz solar los
electrones son excitados por los fotones asociados a la luz y se mueven a través del
material, produciendo una corriente eléctrica; este efecto es conocido como
fotovoltaico.
Dibujo 11.4: Esquema de sistema solar Fotovoltaico
Hay dos formas de utilizar la energía eléctrica generada a partir del efecto fotovoltaico:
En instalaciones aisladas de la red eléctrica.
En instalaciones conectadas a la red eléctrica convencional.
Mientras que en las primeras la energía generada se almacena en baterías para así
disponer de su uso cuando sea preciso, en las segundas toda la energía generada se
envía a la red eléctrica convencional para su distribución donde sea demandada.
Como parte importante de un sistema fotovoltaico, se tiene los siguientes elementos:
Estructuras soporte: Algunos aspectos comunes pueden ser: cálculo de acuerdo con el
estudio de los vientos dominantes y sismos, peso del conjunto en caso de ser
376
integrado en una cubierta, facilidad de reposición por avería de algún módulo, cuidado
especial en los anclajes respecto a la posible filtración de agua en el caso de tejados,
aislamiento del conjunto metálico y/o puesta a tierra de la masa metálica, etc.
Caja de Conexiones del Generador Fotovoltaico: Cada línea que enlaza el campo de
paneles con el inversor estará protegida contra sobrecargas, cortocircuitos y
sobretensiones a través de una caja de conexiones. Ésta incluirá los correspondientes
fusibles seccionadores, interruptores bipolares de corte en carga del tipo
magnetotérmico y varistores para la descarga de sobretensiones.
Inversor cc/ca: El inversor cc/ca tiene la misión de transformar la corriente continua
del grupo fotovoltaico en corriente alterna perfectamente sincronizada con la red
eléctrica convencional en frecuencia y fase.
Cuadro Inversor: A la salida del inversor se instalará un cuadro en el que se dispondrán
las protecciones eléctricas para la línea de salida del mismo, en corriente alterna.
d. Micro‐hidráulica
Una central micro‐hidráulica o micro‐hidroeléctrica funcionan con el mismo principio
de una central hidroeléctrica. Se obtiene aprovechando la diferencia de cota existente
entre dos puntos mediante transformación de la energía potencial del agua en energía
cinética. El agua se canaliza a través de una tubería y se lleva hasta una turbina
hidráulica incidiendo en sus álabes y haciendo girar su eje. Esta energía mecánica es
transformada en energía eléctrica en el generador.
Dibujo 11.5: Esquema de una micro central hidráulica
Existen dos tipos diferentes de centrales hidráulicas. Las denominadas de "agua
fluyente" y las llamadas "a pie de presa". En el primer caso, lo que se hace es, desviar
el agua de un río por un canal y tuberías hasta alcanzar una turbina, la cual genera
electricidad. Posteriormente el agua es devuelta a su cauce. El segundo tipo de
minicentral, la "a pie de presa", basa su funcionamiento en el almacenamiento del
agua en un embalse; vaciándose por una tubería ubicada en la base de la presa, que va
a desembocar en una turbina.
377
En la mayoría de los casos y para efectos del perfil la microcentral utiliza la caída de
agua entubada para generar, mediante la velocidad del agua determinada por la altura
y el caudal, el movimiento de la microturbina para generación eléctrica. O sea, la
potencia eléctrica de una central hidroeléctrica es directamente proporcional a dos
magnitudes: el salto y el caudal de agua turbinada.
Para preseleccionar el tipo de turbina a instalar en una central, se utilizan unos ábacos
que suelen facilitar los fabricantes de turbinas. Con ellos, se determina el tipo de
turbina a partir de los parámetros de salto y caudal.
No obstante, para elegir la turbina definitiva garantizando la máxima rentabilidad de la
central, se deberán tener en cuenta la curva de caudales clasificados, imprescindible
para determinar el caudal de equipamiento, y la infraestructura existente del
aprovechamiento.
Los rendimientos de las turbinas, generadores y transformadores son facilitados por
los fabricantes de los propios equipos. En un primer estudio, sin embargo, puede
tomarse como factor de eficiencia de la minicentral un valor próximo a 0,8.
En este caso, la energía proporcionada por la minihidro ayudará a satisfacer la energía
sobre alguna bomba de las muchas que posee la planta, el sobrante de energía podrá
eventualmente ser utilizado para energizar las instalaciones.
El recurso hídrico en la planta está dado por un caudal de flujo constante de 1,5 m3/s
e. Biogás
Un digestor de desechos orgánicos o biodigestor es, en su forma más simple, un
contenedor cerrado, hermético e impermeable (llamado reactor), dentro del cual se
deposita el material orgánico a fermentar (excrementos, desechos vegetales o
animales, pero no se incluyen cítricos ya que acidifican de forma elevada) en
determinada dilución de agua para que a través de la fermentación anaerobia se
produzca gas metano y fertilizantes orgánicos ricos en nitrógeno, fósforo y potasio, y
además, se disminuya el potencial contaminante de los excrementos.
El fenómeno de biodigestión ocurre porque existe un grupo de microorganismos
bacterianos anaeróbicos presentes en el material fecal que, al actuar sobre los
desechos orgánicos de origen vegetal y animal, producen una mezcla de gases con alto
contenido de metano (CH4) llamada biogás, que es utilizado como combustible. Como
resultado de este proceso genera residuos con un alto grado de concentración de
nutrientes y materia orgánica (ideales como fertilizantes) que pueden ser aplicados
frescos, pues el tratamiento anaerobio elimina los malos olores y la proliferación de
moscas.
378
Dibujo 11.6: Esquema del proceso para producir biogás
Una de las características más importantes de la biodigestión es que disminuye el
potencial contaminante de los excrementos de origen animal y humano, disminuyendo
la Demanda Quimica de Oxigeno DQO y la Demanda Biológica de Oxígeno DBO hasta
en un 90% (dependiendo de las condiciones de diseño y operación).
Para este caso, el biodigestor será alimentado con purines y en otro caso planteado
con suero derivado del proceso de la elaboración de quesos. El biogás producido se
aprovechará para cogeneración de modo de aumentar su viabilidad.
Se define cogeneración como la producción conjunta de electricidad y energía térmica
útil. Esta generación simultánea de calor y electricidad, que conlleva un rendimiento
global más elevado, es lo que la distingue de la generación eléctrica convencional.
La cogeneración es un sistema alternativo, de alta eficiencia energética, que permite
reducir de forma importante la factura energética de las empresas, sin alterar su
proceso productivo.
Para evaluar la energía cogenerada a partir del biogás se tomará en consideración el
motor de combustión interna, ya que representa las mejores condiciones para las
necesidades energéticas de la industria, tanto en potencia, tamaño e inversión. Estos
motores se caracterizan por ser una maquina de 4 tiempos que opera en ciclo Otto.
La transformación de la energía del combustible en energía eléctrica varía entre un 30
y 40% a través del eje acoplado al motor. El calor recuperable está constituido por
intercambiadores de calor que se instalan en el sistema de refrigeración del motor. Los
motores requieren 2 sistemas de refrigeración, uno que opera entre los 85 y 99°C y
otro que opera entre 70 y 40°C. Estos sistemas enfrían los cilindros del motor, aceite
refrigerante y el aire comprimido de entrada. Esta etapa representa alrededor del 30%
de la energía suministrada al motor por el combustible.
La otra etapa de recuperación de calor la representan los gases de escape producto de
la explosión que se lleva a cabo en los cilindros del motor. Estos salen a una
temperatura que fluctúa entre los 350 y 550°C y representan entre un 25 y 35% de la
energía aportada por el combustible al motor.
379
f. Geotermia
La energía geotérmica es aquella energía que puede obtenerse mediante el
aprovechamiento del calor del interior de la Tierra. El calor del interior de la Tierra se
debe a varios factores, entre los que cabe destacar el gradiente geotérmico, el calor
radiogénico, etc.
Además del aprovechamiento de la temperatura de la tierra, hoy en día se llama
energía geotermia al aprovechamiento del gradiente térmico en ámbitos mas amplios,
como es el caso particular del ejemplo a desarrollar, se aprovechará la temperatura
del agua de riles que se obtiene en el funcionamiento diario de una bodega de vinos.
Para aprovechar ese gradiente de temperatura se utilizará la bomba de calor que
permita lograr la temperatura requerida para procesos.
El término de bomba de calor se refiere a aquellas tecnologías que posibilitan la
transferencia de calor de baja a temperatura medía.
Dicho proceso de transferencia de calor requiere la utilización de una energía adicional
en forma de energía mecánica o térmica.
El calor recuperado por la bomba de calor puede provenir de fuentes naturales o
renovables como el agua o aire ambiente, o bien de procesos industriales, en forma de
energía térmica residual como es el que corresponde para este caso.
Funcionamiento de la bomba de calor por compresión mecánica:
Dibujo 11.7: Proceso del trabajo ejercido por una bomba de calor
En una bomba de calor el refrigerante recibe calor en el evaporador, y lo cede, junto
con el trabajo del compresor, en el condensador. En el evaporador, la bomba de calor
recibe calor de un medio o recinto a enfriar.
Este calor evapora el refrigerante, el cual es comprimido a continuación por el
compresor hasta una presión que permita la condensación a la temperatura a la cual
380
interesa producir el calor. El compresor habitualmente es accionado por un motor
eléctrico.
El mérito de la bomba de calor reside en transferir tanto calor como sea posible con un
mínimo gasto de trabajo en el compresor, o sea, un bajo consumo eléctrico versus una
elevada producción de calor o fría según el requerimiento.
381
8.‐ SIMULACIÓN PVSYST
382
383
384
385
386
387
388
389
ANEXO 9 – PANEL BP SOLAR 3220 E INVERSOR SOLARMAX
390
391
INVERSOR
392
393
ANEXO 10 ‐ TRÁMITES NECESARIOS PARA CADA UNA DE LAS DOS PRE‐FACTIBILIDADES
Campo Descripción Valor posible
NOM Nombre del Permiso Texto
TIPO Tipo de permiso Concesión, Flora y Fauna, Patrimonio y Pueblos originarios, Legislación de Aguas, Sanitario, Seguridad, Urbanismo y
vialidad.
TNOR Tipo de Norma que lo rige Ley, DL, DFL, DS, DTO, Decreto Exento, Resolución Exenta,
ORD
NNOR Nombre de la Norma Texto
RNOR Artículo referido en la Norma N°, "Parte", "Letra", "Título"
ORGO Organismo que Otorga el Permiso Texto
ORGT Organismo que Tramita el Permiso Texto
COND ID Permiso Previo requerido N° de 1 a 56
ECOND Condicionante para permiso previo requerido Texto
ARAN Arancel N°
UARAN Moneda del Arancel $, UTM, UF, USD, %, Capital del Proyecto, Presupuesto del
Proyecto
SEIA Se tramita a través del SEIA SI, NO
RREQ Dónde se especifican los Requisitos NORMA, GUIA (Manual, Instructivo, Guía, etc.)
OREQ Referencia de búsqueda de Requisitos Texto
NREQ Nivel de exigencia de los Requisitos GE (Antecedentes generales), EB (Estudios básicos), PER (EB + Perfil de proyecto), EA (PER + Estudios Avanzados), PRY (EA
+ Ingeniería), N/E (No especificado o No encontrado)
1REQ Requisitos son Identificables A (En gran medida), B (Medíanamente), C (Difícilmente), D
(No se puede Estimar)
2REQ Requisitos son Conmensurables A (En gran medida), B (Medíanamente), C (Difícilmente), D
(No se puede Estimar)
3REQ Requisitos son Asequibles A (En gran medida), B (Medíanamente), C (Difícilmente), D
(No se puede Estimar)
ADMP Plazo legal estipulado en etapa de
AdmisibilidadN° en días
COS Organismo que requiere ser consultado si
hubiera Texto
CAT Plazo legal de consulta a terceros si hubiera N° en días
TRC Requiere toma de razón en Contraloría SI, NO
PTOT Plazo Legal Total N° en días, LBPA (aplica supletoriamente art. 27 de la Ley N°
19.880 )
TPTOT Tipo de plazo legal total Hábil, Corrido, RG=Regla General (aplica supletoriamente art.
25 de la Ley 19.880)
TTOT Tiempo de tramitación real estimado N° en días
CTOT Costo de tramitación estimado N° en UF
Nota: N/A= No Aplica, N/E = No existe o No especificado en las fuentes consultadas
Tabla12.17: Índice orientativo de los permisos
394
SISTEMA FOTOVOLTAICO NOM
TIPO
TNOR
NNOR
RNOR
ORGO
ORGT
COND
ECOND
ARAN
Permiso de edificación Urbanismo y de vialidad DFL 458/1975 MINVU 116 DOM Municipios DOM Municipios 3,4 N/A 0,015
Aprobación de anteproyecto de edificación
Urbanismo y de vialidad DFL 458/1975 MINVU 116 DOM Municipios DOM Municipios N/A N/A N/E
Certificado de Informaciones previas Urbanismo y de vialidad DFL 458/1975 MINVU 116 DOM Municipios DOM Municipios N/A N/A 0,1 ‐ 0,25
Recepción definitiva de obras Urbanismo y de vialidad DFL 458/1975 MINVU 144 DOM Municipios DOM Municipios 27 y 32 N/A N/E Patente municipal Urbanismo y de vialidad DS 2.385/1996 MININT 23 Depto de Rentas y
Patentes Municipios
Depto de Rentas y Patentes Municipios
2, 5, 21 N/A 2,5/00‐5/00
Informe Sanitario Sanitario DFL 725/1967 MINSAL 83 SEREMI de Salud SEREMI de Salud 32 N/A 64.389+0,005
Autorización sanitaria para tratamiento y/o disposición final de RISES no
peligrosos
Sanitario DFL 1/1990 MINSAL 1 Nº 25
SEREMI de Salud SEREMI de Salud 27 y 32 En caso de no poseer calificaci
ón técnica
75474
Calificación industrial (PAS 94) Sanitario DS 47/1992 MINVU 4.14.2 SEREMI de Salud SEREMI de Salud 5, 21 N/A 55803
Obras destinadas al tratamiento o disposición final de basuras y desperdicios
(PAS 93)
Sanitario DFL 725/1967 MINSAL 79 y 80 SEREMI de Salud SEREMI de Salud N/A N/A 75474
Autorización almacenamiento temporal de RESPEL
Sanitario DS 148/2003 MINSAL 29 SEREMI de Salud SEREMI de Salud N/A N/A 75474
Declaración de instalación eléctrica interior
Seguridad Resolución
Exenta
1.128/2006 SEC 1 a) i) SEC SEC 2 N/A N/A
NOM UARAN SEIA RREQ ORREQ NREQ
Permiso de edificación del presupuesto del proyecto NO NORMA Art. 5.1.6 del D.S. Nº 47/1992 MINVU PER
Aprobación de anteproyecto de edificación UTM NO NORMA Art 5.1.5 del D.S. Nº 47/1992 MINVU GE Certificado de Informaciones previas UTM NO NORMA Art 1.4.4 del D.S. Nº 47 /1992 MINVU GE
Recepción definitiva de obras N/E NO NORMA Art. 5.2.6 del D.S. Nº 47/1992 MINVU GEPatente municipal del capital propio del negocio NO GUÍA http://www.bcn.cl/guias/patentes‐municipales GE
395
Informe Sanitario del capital inicial declarado ante el SII actualizado a la fecha con un máximo de
$515.113
NO GUÍA http://www.chileclic.gob.cl/1542/article‐87357 PER
Autorización sanitaria para tratamiento y/o disposición final de RISES no peligrosos
$ NO GUÍA Disponible en Oficina de Atención a Usuario de la SEREMI de Salud RM.
Www.chileclic.gob.cl/1542/article‐87422.html
GE
Calificación industrial (PAS 94) $ SI GUÍA Disponible en Oficina de Atención a Usuario de la SEREMI de Salud.
http://www.chileclic.gob.cl/1542/article‐87174.html
PER
Obras destinadas al tratamiento o disposición final de basuras y desperdicios (PAS 93)
$ SI GUÍA Disponible en Oficina de Atención a Usuario de la SEREMI de Salud RM.
PER
Autorización almacenamiento temporal de RESPEL $ NO NORMA Art. 26 D.S. Nº 148/2003 MINSAL PER
Declaración de instalación eléctrica interior N/A NO NORMA Art. 4.1 Res Ex Nº 1.128 SEC. http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,347361
5&_dad=portal&_schema=PORTAL
PRY
NOM 1REQ 2REQ 3REQ ADMP COS CAT TRC PTOT TPTOT TTOT CTOT
Permiso de edificación A A A N/A N/A N/A NO 30 RG 30 5 mil a 15 mil
Aprobación de anteproyecto de edificación A A A N/A N/A N/A NO 15 RG 15 < 100 Certificado de Informaciones previas B B A N/A N/A N/A NO 15 RG 15 < 100
Recepción definitiva de obras A A A N/A N/A N/A NO 30 RG 7 < 100 Patente municipal A A A N/A N/A N/A NO 15 días
hábiles 5 < 100
Informe Sanitario A A A N/A N/A N/A NO 30 días hábiles
30 5 mil a 15 mil
Autorización sanitaria para tratamiento y/o disposición final de RISES no peligrosos
A A A N/A N/A N/A NO 30 días hábiles
60 < 100
Calificación industrial (PAS 94) A A A N/A N/A N/A NO LBPA RG 60 5 mil a 15 mil
Obras destinadas al tratamiento o disposición final de basuras y desperdicios (PAS 93)
A A A N/A N/A N/A NO 30 días hábiles
N/E 5 mil a 15 mil
Autorización almacenamiento temporal de RESPEL A A A N/A N/A N/A NO LBPA RG 90 5 mil a 15 mil
396
Declaración de instalación eléctrica interior A B A N/A N/A N/A NO 10 días hábiles
10 Hasta 50 mil
NOM TIPO TNOR NNOR RNOR
Permiso de edificación Urbanismo y de vialidad DFL 458/1975 MINVU
116
Aprobación de anteproyecto de edificación Urbanismo y de vialidad DFL 458/1975 MINVU
116
Certificado de Informaciones previas Urbanismo y de vialidad DFL 458/1975 MINVU
116
Recepción definitiva de obras Urbanismo y de vialidad DFL 458/1975 MINVU
144
Patente municipal Urbanismo y de vialidad DS 2.385/1996 MININT
23
Informe Sanitario Sanitario DFL 725/1967 MINSAL
83
Autorización sanitaria para tratamiento y/o disposición final de RISES no peligrosos
Sanitario DFL 1/1990 MINSAL 1 Nº 25
Calificación industrial (PAS 94) Sanitario DS 47/1992 MINVU 4.14.2
Obras destinadas al tratamiento o disposición final de basuras y desperdicios (PAS 93)
Sanitario DFL 725/1967 MINSAL
79 y 80
Autorización almacenamiento temporal de RESPEL
Sanitario DS 148/2003 MINSAL
29
Declaración de instalación eléctrica interior Seguridad Resolución Exenta
1.128/2006 SEC 1 a) i)
Tabla 12.8: Pasos necesarios para que un proyecto se le otorgue el permiso para ejecución
397
BIODIGESTOR NOM
TIPO
TNOR
NNOR
RNOR
ORGO
ORGT
COND
Permiso de edificación Urbanismo y de
vialidad DFL 458/1975 MINVU 116 DOM Municipios DOM Municipios 3,4
Aprobación de anteproyecto de edificación
Urbanismo y de vialidad
DFL 458/1975 MINVU 116 DOM Municipios DOM Municipios N/A
Certificado de Informaciones previas
Urbanismo y de vialidad
DFL 458/1975 MINVU 116 DOM Municipios DOM Municipios N/A
Recepción definitiva de obras Urbanismo y de
vialidad DFL 458/1975 MINVU 144 DOM Municipios DOM Municipios 27 y 32
Patente municipal Urbanismo y de
vialidad DS 2.385/1996 MININT 23
Depto de Rentas y Patentes Municipios
Depto de Rentas y Patentes Municipios
2, 5, 21
Ocupación de caminos públicos para transporte de maquinaria con
sobredimensión
Urbanismo y de vialidad
DFL 1/2007 MINTT‐MINJUS 63 Dirección de Vialidad Dirección de Vialidad N/A
Ocupación de caminos públicos para transporte de maquinaria con
sobrepeso
Urbanismo y de vialidad
DFL 1/2007 MINTT‐MINJUS 63 Dirección de Vialidad Dirección de Vialidad N/A
Informe Sanitario Sanitario DFL 725/1967 MINSAL 83 SEREMI de Salud SEREMI de Salud 32 Autorización sanitaria para
tratamiento y/o disposición final de RISES no peligrosos
Sanitario DFL 1/1990 MINSAL 1 Nº 25 SEREMI de Salud SEREMI de Salud 27 y 32
Calificación industrial (PAS 94) Sanitario DS 47/1992 MINVU 4.14.2 SEREMI de Salud SEREMI de Salud 5, 21 Obras destinadas al tratamiento o
disposición final de residuos industriales o mineros (PAS 90)
Sanitario DFL 725/1967 MINSAL 71 letra b) SEREMI de Salud SEREMI de Salud‐SERNAGEOMIN
N/E
Obras destinadas al tratamiento o disposición final de basuras y
desperdicios (PAS 93) Sanitario DFL 725/1967 MINSAL 79 y 80 SEREMI de Salud SEREMI de Salud N/A
Autorización almacenamiento temporal de RESPEL
Sanitario DS 148/2003 MINSAL 29 SEREMI de Salud SEREMI de Salud N/A
Declaración de instalación eléctrica interior
Seguridad Resolución Exenta
1.128/2006 SEC 1 a) i) SEC SEC 2
Declaración de instalaciones de combustible líquidos
Seguridad Resolución Exenta
1.128/2006 SEC 1 f) i) SEC SEC N/A
Declaración de Instalación de Centrales Térmica (a gas)
Seguridad Resolución Exenta
1.128/2006 SEC modificada por Resolución Exenta 368/2008
1 g) SEC SEC 2
398
Constitución de derechos de aprovechamiento de aguas
Legislación de aguas DFL 1.122/1981 MINJUS Titulo II DGA DGA N/A
Autorización de construcción, modificación, cambio y unificación
de bocatomas Legislación de aguas DFL 1.122/1981 MINJUS 151 DGA DGA 48
NOM ECOND ARAN UARAN SEIA RREQ
Ocupación de caminos públicos para transporte de maquinaria con sobrepeso
N/A N/E Ver Art. 4 DS 19/1984 MOP NO GUÍA
Informe Sanitario N/A 64.389+0,005
del capital inicial declarado ante el SII actualizado a la fecha con un máximo de
$515.113
NO GUÍA
Autorización sanitaria para tratamiento y/o disposición final de RISES no peligrosos
En caso de no poseer calificación técnica 75.474 $ NO GUÍA
Calificación industrial (PAS 94) N/A 55.803 $ SI GUÍA Obras destinadas al tratamiento o disposición final de residuos industriales o mineros (PAS 90)
N/E 91.775 $ SI NORMA
Obras destinadas al tratamiento o disposición final de basuras y desperdicios (PAS 93)
N/A 75.474 $ SI GUÍA
Autorización almacenamiento temporal de RESPEL N/A 75.474 $ NO NORMA
Declaración de instalación eléctrica interior N/A N/A N/A NO NORMA Declaración de instalaciones de combustible
líquidos N/A N/A N/A NO NORMA
Declaración de Instalación de Centrales Térmica (a gas) * N/A N/A NO NORMA
Constitución de derechos de aprovechamiento de aguas
N/A N/A N/A NO GUÍA
Autorización de construcción, modificación, cambio y unificación de bocatomas
N/A N/A N/A NO NORMA
* En caso de acogerse al Artículo Transitorio del DS N° 66, en conformidad a lo prescrito en la Resolución Exenta N° 1191/2007, el declarante deberá adjuntar la copia de
solicitud del permiso de edificación.
399
NOM ORREQ NREQ
Permiso de edificación Art. 5.1.6 del D.S. Nº 47/1992 MINVU PER
Aprobación de anteproyecto de edificación Art 5.1.5 del D.S. Nº 47/1992 MINVU GE
Certificado de Informaciones previas Art 1.4.4 del D.S. Nº 47 /1992 MINVU GE Recepción definitiva de obras Art. 5.2.6 del D.S. Nº 47/1992 MINVU GE
Patente municipal http://www.bcn.cl/guias/patentes‐municipales GE
Ocupación de caminos públicos para transporte de maquinaria con sobredimensión
http://www.vialidad.gov.cl/permisos_viales/sobremedida/autorizacion.asp?Regiones=16 GE
Ocupación de caminos públicos para transporte de maquinaria con sobrepeso http://www.vialidad.gov.cl/permisos_viales/sobremedida/autorizacion.asp?Regiones=16 EB
Informe Sanitario http://www.chileclic.gob.cl/1542/article‐87357 PERAutorización sanitaria para tratamiento y/o disposición final de RISES no
peligrosos Disponible en Oficina de Atención a Usuario de la SEREMI de Salud RM.
Www.chileclic.gob.cl/1542/article‐87422.html GE
Calificación industrial (PAS 94) Disponible en Oficina de Atención a Usuario de la SEREMI de Salud.
http://www.chileclic.gob.cl/1542/article‐87174.html PER
Obras destinadas al tratamiento o disposición final de residuos industriales o mineros (PAS 90)
Art. 90 D.S. Nº 95/01 MINSEGPRES EB
Obras destinadas al tratamiento o disposición final de basuras y desperdicios (PAS 93)
Disponible en Oficina de Atención a Usuario de la SEREMI de Salud RM. PER
Autorización almacenamiento temporal de RESPEL Art. 26 D.S. Nº 148/2003 MINSAL PER
Declaración de instalación eléctrica interior Art. 4.1 Res Ex Nº 1.128 SEC.
http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3473615&_dad=portal&_schema=PORTAL PRY
Declaración de instalaciones de combustible líquidos Art. 4.6 Res Ex Nº 1.128 SEC.
http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3473591&_dad=portal&_schema=PORTAL
PRY
Declaración de Instalación de Centrales Térmica (a gas) Art. 4.7 Res Ex Nº 1.128 SEC.
http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3473597&_dad=portal&_schema=PORTAL PRY
Constitución de derechos de aprovechamiento de aguas Capítulo V sección 5.1.1 (A. Superficiales) y Capítulo VI sección 6.1.1 (A. Subterráneas). Manual de
normas y procedimientos para la administración de recursos hídricos. http://www.dga.cl/index.php?option=content&task=category§ionid=23&id=141&Itemid=349.
EA
Autorización de construcción, modificación, cambio y unificación de bocatomas Art. 151 del DL 1.122 de 1981. Capítulo IX Sección 9.1.1 y 9.1.2 del Manual de normas y
procedimientos para la administración de recursos hídricos hídricos. PRY
NOM 1REQ 2REQ 3REQ ADMP COS CAT TRC PTOT TPTOT TTOT CTOT
Permiso de edificación A A A N/A N/A N/A NO 30 RG 30 5 mil a 15 mil Aprobación de anteproyecto de edificación A A A N/A N/A N/A NO 15 RG 15 < 100
400
Certificado de Informaciones previas B B A N/A N/A N/A NO 15 RG 15 < 100Recepción definitiva de obras A A A N/A N/A N/A NO 30 RG 7 < 100
Patente municipal A A A N/A N/A N/A NO 15 días
hábiles 5 < 100
Ocupación de caminos públicos para transporte de maquinaria con
sobredimensión A A A N/A N/A N/A NO LBPA RG 5 < 100
Ocupación de caminos públicos para transporte de maquinaria con sobrepeso
B B A N/A N/A N/A NO LBPA RG 5 1 mil a 5 mil
Informe Sanitario A A A N/A N/A N/A NO 30 días
hábiles 30 5 mil a 15 mil
Autorización sanitaria para tratamiento y/o disposición final de RISES no peligrosos
A A A N/A N/A N/A NO 30 días
hábiles 60 < 100
Calificación industrial (PAS 94) A A A N/A N/A N/A NO LBPA RG 60 5 mil a 15 mil Obras destinadas al tratamiento o
disposición final de residuos industriales o mineros (PAS 90)
A B A N/A N/A N/A NO LBPA RG N/E 1 mil a 5 mil
Obras destinadas al tratamiento o disposición final de basuras y desperdicios (PAS 93)
A A A N/A N/A N/A NO 30 días
hábiles N/E 5 mil a 15 mil
Autorización almacenamiento temporal de RESPEL
A A A N/A N/A N/A NO LBPA RG 90 5 mil a 15 mil
Declaración de instalación eléctrica interior A B A N/A N/A N/A NO 10 días
hábiles 10 Hasta 50 mil
Declaración de instalaciones de combustible líquidos
A B A N/A N/A N/A NO 15 días
hábiles 10 Hasta 50 mil
Declaración de Instalación de Centrales Térmica (a gas)
A B A N/A N/A N/A NO 10 días
hábiles 10 Hasta 50 mil
Constitución de derechos de aprovechamiento de aguas
A B A N/A DOH 30 SI N/E días
corridos 600 15 mil a 20 mil
Autorización de construcción, modificación, cambio y unificación de bocatomas
A B A N/A N/A 30 NO N/E días corridos
N/E Hasta 50 mil
Tabla12.18: Pasos necesarios para que un proyecto se le otorgue el permiso para ejecución
401
ANEXO 11 – TABLAS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS PRE‐FACTIBILIDADES
FOTOVOLTAICO
402
403
404
405
406
407
408
409
410
411
412
413
414
415
416
BIODIGESTOR
417
418
419
420
421
422
423
424
425