Evaluación termoeconómica de sistemas de cogeneración a bagazo de caña de azúcar

y de su desarrollo en el Perú Mauro Francisco Chavez Rodriguez

Luis Ricardo Chirinos García

EVALUACIÓN TERMOECONÓMICA

DE SISTEMAS DE COGENERACIÓN

A BAGAZO DE CAÑA DE AZÚCAR Y

DE SU DESARROLLO EN EL PERÚ

Primera edición

Enero, 2012

Lima - Perú

© Mauro Francisco Chavez Rodriguez &Luis Ricardo Chirinos García

PROYECTO LIBRO DIGITAL

PLD 0462

Editor: Víctor López Guzmán

http://www.guzlop-editoras.com/guzlopster@gmail.com guzlopnano@gmail.com facebook.com/guzlopstertwitter.com/guzlopster428 4071 - 999 921 348Lima - Perú

PROYECTO LIBRO DIGITAL (PLD)

El proyecto libro digital propone que los apuntes de clases, las tesis y los avances en investigación (papers) de las profesoras y profesores de las universidades peruanas sean convertidos en libro digital y difundidos por internet en forma gratuita a través de nuestra página web. Los recursos económicos disponibles para este proyecto provienen de las utilidades nuestras por los trabajos de edición y publicación a terceros, por lo tanto, son limitados.

Un libro digital, también conocido como e-book, eBook, ecolibro o libro electrónico, es una versión electrónica de la digitalización y diagramación de un libro que originariamente es editado para ser impreso en papel y que puede encontrarse en internet o en CD-ROM. Por, lo tanto, no reemplaza al libro impreso.

Entre las ventajas del libro digital se tienen:• su accesibilidad (se puede leer en cualquier parte que tenga electricidad),• su difusión globalizada (mediante internet nos da una gran independencia geográfica),• su incorporación a la carrera tecnológica y la posibilidad de disminuir la brecha digital (inseparable de la competición por la influencia cultural),• su aprovechamiento a los cambios de hábitos de los estudiantes asociados al internet y a las redes sociales (siendo la oportunidad de difundir, de una forma diferente, el conocimiento),• su realización permitirá disminuir o anular la percepción de nuestras élites políticas frente a la supuesta incompetencia de nuestras profesoras y profesores de producir libros, ponencias y trabajos de investiga-ción de alta calidad en los contenidos, y, que su existencia no está circunscrita solo a las letras.

Algunos objetivos que esperamos alcanzar:• Que el estudiante, como usuario final, tenga el curso que está llevando desarrollado como un libro (con todas las características de un libro impreso) en formato digital.• Que las profesoras y profesores actualicen la información dada a los estudiantes, mejorando sus contenidos, aplicaciones y ejemplos; pudiendo evaluar sus aportes y coherencia en los cursos que dicta.• Que las profesoras y profesores, y estudiantes logren una familiaridad con el uso de estas nuevas tecnologías.• El libro digital bien elaborado, permitirá dar un buen nivel de conocimientos a las alumnas y alumnos de las universidades nacionales y, especialmente, a los del interior del país donde la calidad de la educación actualmente es muy deficiente tanto por la infraestructura física como por el personal docente.• E l pe r sona l docente jugará un r o l de tu to r, f ac i l i t ador y conductor de p r oyec tos

de investigación de las alumnas y alumnos tomando como base el libro digital y las direcciones electró-nicas recomendadas.• Que este proyecto ayude a las universidades nacionales en las acreditaciones internacionales y mejorar la sustentación de sus presupuestos anuales en el Congreso.

En el aspecto legal:• Las autoras o autores ceden sus derechos para esta edición digital, sin perder su autoría, permitiendo que su obra sea puesta en internet como descarga gratuita.• Las autoras o autores pueden hacer nuevas ediciones basadas o no en esta versión digital.

Lima - Perú, enero del 2011

“El conocimiento es útil solo si se difunde y aplica” Víctor López Guzmán Editor

Evaluación Termoeconómica de Sistemas de Cogeneración a Bagazo de Caña de Azúcar y de su desarrollo en el Perú

Mauro Francisco Chavez Rodriguez, juanfrancisccr@yahoo.com

Pontificia Universidad Católica del Perú

Luis Ricardo Chirinos García*, lchirin@pucp.edu.pe

Pontificia Universidad Católica del Perú

*Representante de los autores

Resumen.- Los proyectos de bioenergía no solamente pueden disminuir la importación de combustibles fósiles, sino también brindan mayor diversificación y oportunidades de ingresos para la agricultura, agroindustria y la actividad forestal, además de fortalecer el valor de los recursos naturales, incentivando la participación e inversiones de los sectores públicos y privados.

Por otro lado, Perú debido a su crecimiento económico, demandará un crecimiento de la oferta de energía de 6% al año. Considerando una potencia instalada de 6236,9 MW, esto representará construir centrales de aproximadamente 375 MW cada año. Ello, aunado al compromiso voluntario asumido por Perú en Septiembre de 2010, frente a la ONU de alcanzar al 2021 una matriz energética en el que las energías renovables no convencionales representen al menos 40% de la energía consumida en el país, crea un escenario propicio para proyectos bioenergéticos.

En este trabajo se analizan los sistemas de cogeneración que utilizan bagazo de caña de azúcar como combustible para una planta de 500 toneladas por hora bajo un enfoque termoeconómico, se analizaron diferentes configuraciones y equipamientos, concluyéndose que un sistema con una caldera de operación a 67 bar, con un REE de 0,37, tendría mayor rentabilidad económica que los sistemas convencionales de baja presión. Asimismo, esta opción resultaría en precios bases para las subastas RER de 35,2 US$/MWh. Este precio es menor a los precios máximos de la primera y segunda subasta RER para biomasa: 120 US$/MWh y 55 US$/MWh respectivamente

Finalmente, se evaluó el potencial de los sistemas de cogeneración a bagazo en el Perú en el Sistema Interconectado, pudiendo éstos sistemas contribuir de 0.2% como es actualmente hasta 2.3% de la Matriz Eléctrica del SEIN, resultando la implementación de potencial en que se reduzcan las horas de operación de centrales a gas natural como las de C.T. Malacas, así como centrales a diesel y residual con costos marginales mayores que la C.T. Mollendo pasen a ser de reserva. Además, esto va a resultar en emisiones evitadas de aproximadamente de 430 000 toneladas de CO2eq/año.

Se concluye que este tipo de proyectos, estarían de acuerdo con los objetivos de la Política Energética Nacional que Perú ha adoptado, ya que contribuiría con la seguridad energética disminuyendo la dependencia en derivados de petróleo, precios competitivos de energía, tener una matriz energética diversificada y de bajo impacto de carbono, con mayor participación de las energías renovables, por ello, se recomiendan programas de subsidios técnicos a las empresas de azúcar y etanol, así como programas de financiamiento e incentivos de tributación especiales a efectos de facilitar la implementación de estos sistemas

1. INTRODUCCIÓN

La energía es un ingrediente esencial para el desarrollo económico, que es una de las aspiraciones fundamentales de la población de los países de América Latina, Asia y África. El consumo de energía per cápita puede ser usado como un indicador de la calidad de vida que afectan estos países, donde se encuentra cerca del 70% de la población mundial.

Según el Banco Mundial [1], la economía peruana se sitúa entre las de mejor desempeño en América Latina desde 20021. Incluso durante la crisis financiera internacional, en el 2009, la economía peruana, obtuvo un registro positivo (0.9%), mostrando un desempeño superior al promedio de países latinoamericanos (-2.3%). Adicionalmente, la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) [2] elevó la proyección de crecimiento de la economía peruana para el 2011 en 6%, siendo el segundo país en términos de crecimiento en la región antecedido sólo por Panamá (7.5%) e igualada por Chile (6%).

Figura 1. Evolución del Producto Bruto Interno, la Potencia Efectiva y Máxima Demanda del Perú en el Periodo 1995-

2008. Fuente: INEI-Anuario Estadístico de Electricidad.

Esto significa un mayor crecimiento de la demanda energética para abastecer a la industria nacional, los nuevos emprendimientos mineros y el mayor consumo del sector residencial debido al incremento del factor de electrificación nacional. La Figura 1 muestra la evolución del Producto Bruto Interno (PBI), la

1 La economía peruano creció 7.7% el 2006, 8.9% el 2007

y 9.8% el 2008.

Potencia Efectiva Instalada y la Máxima Demanda desde el periodo de 1995-2009.

En el 2008 la máxima demanda en el Sistema Eléctrico Inter-conectado Nacional (SEIN) y la potencia efectiva alcanzaron los 4199MW y 5147MW respectivamente, teniendo un margen de reserva de aproximadamente 18.4%[3], el cual fue evaluado en 29% por el Ministerio de Energía Minas (MINEM), siguiendo criterios establecidos en el artículo 112 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Adicionalmente, en setiembre del 2008 durante el periodo de estiaje, se tuvo una máxima demanda de 4108MW, pero con un margen de reserva operativa de casi 0% debido a la no disponibilidad del recurso hídrico [4]. Este nivel de reserva operativa se explica con la reducción del nivel de precipitaciones en ese año en particular, y por la falta de planeamiento energético en Perú hasta ese entonces. No obstante, en noviembre de 2010 mediante DS No 064-2010-EM se aprueba la Política Energética Nacional del Perú.

Entre los principales objetivos de esta política, se enuncia el contar con una matriz energética diversificada, con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética, así como desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono en un marco de Desarrollo Sostenible.

Esta política se reafirma con el compromiso asumido por el presidente Alan García, ante la Asamblea General de las Naciones Unidas, que para el año 2021, el 40% de la matriz energética peruana se basará en energías renovables [5].

1.1 Ventajas de la bioenergía

Si bien Perú cuenta con un gran potencial hidroeléctrico2, otros tipos de fuentes de energías como la bioenergía puede contribuir con los objetivos de seguridad en el abastecimiento de energía y en la formación de un parque generador eléctrico con bajas

2 Cerca de 70GW pueden ser aprovechados por las

hidroeléctricas de pequeña y mediana escala [6].

emisiones de GEI, e inclusive complementar la estacionalidad de las hidroeléctricas.

Los proyectos bioenergéticos no sólo pueden disminuir la importación de combustibles fósiles, sino también suministrar una mayor diversificación y oportunidades de ingresos para la agricultura, agroindustria y la actividad forestal; sectores que contribuirían con el valor de los recursos rurales, incentivando la participación e inversión de los sectores públicos y privados.

Estas inversiones generan oportunidades de negocio para pequeñas y medianas empresas vinculadas a la producción de bioenergía, transporte, comercialización y uso, generando empleos para las personas que viven alrededor de estas áreas rurales. De hecho, según la FAO [7], la producción de bioelectricidad tiene el más alto potencial de creación de empleo dentro de las opciones de energía renovable y con un menor costo de inversión por empleo directo generado.

Adicionalmente, la biomasa es un recurso energético producido endógenamente y que no esta sujeto a drásticas fluctuaciones de precios e incertidumbre en el abastecimiento. El mismo aspecto también puede dar ventajas a respecto de la balanza comercial, en función de la reducción de las importaciones de combustibles.

En comparación con los combustibles fósiles, dichas emisiones atmosféricas y los fenómenos de formación de lluvias ácidas, ya sea por la menor temperatura de combustión o por la casi total ausencia de azufre en su composición, la biomasa constituye una fuente energética potencialmente limpia. Esta condición permite considerar a los proyectos bioenergéticos como una alternativa potencial para aplicar al Mecanismo de Desarrollo Limpio que establece el Protocolo de Kyoto.

El aporte de los recursos bioenergéticos para el consumo de energía final del país continúa siendo significativo. La forma tradicional de uso de la biomasa en Perú es en mayor grado para uso como combustible en áreas rurales. Principalmente se usa leña, y en menor escala bosta y yareta. Estimaciones indican que un

13.7% de la oferta primaria de energía en Perú correspondería a la biomasa [8].

Una gran fuente de biomasa que se aprovecha la constituye el bagazo de la caña de azúcar, residuo agrícola con gran potencial energético, que en el año 2009 registró una producción de 2 999 000 toneladas. Parte de esta producción fue destinada a las centrales térmicas de los ingenios azucareros, que consumieron 1 234 253 toneladas para la generación de energía eléctrica. De este total, 4 788 toneladas se destinaron para la producción de energía en el mercado eléctrico, cuya producción anual fue de 1813MWh con una infraestructura eléctrica (potencia instalada) y 1 229 464 toneladas para uso propio [8].

Proyectos bioenergéticos de cogeneración con bagazo, que producen energía térmica en forma de vapor para los procesos y electricidad, pueden contribuir a la seguridad energética del país, a la diversificación de la matriz energética y a los objetivos de una generación eléctrica de menor impacto ambiental con bajas emisiones de carbono. No obstante en Perú, en estos sistemas de cogeneración a bagazo no se utilizan equipamientos que permitirían un mejor aprovechamiento de la energía primaria contenida en el bagazo.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La caña de azúcar es uno de los cultivos agroindustriales más importantes del país, la superficie cosechada ha mostrado un crecimiento (Figura 2) debido principalmente a la progresiva incorporación de socios estratégicos a las empresas azucareras y nuevos proyectos de producción de etanol.

Figura 2. Superficie cosechada de caña de azúcar en el tiempo. Fuente: MINAG-OEEE (2010) [8].

Por otro lado, el 02 de Mayo de 2008, El Congreso de la República del Perú, publicó el Decreto Legislativo DL Nº1002, “Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables”. En el artículo 2 del DL, se declara de interés nacional la participación de los Recursos Energéticos Renovables3 (RER) en la generación de electricidad.

En ese sentido el uso del bagazo de caña para la generación de electricidad califica como RER, que además de tener prioridad en el despacho en el SEIN, gozan de un mecanismo de primas con el objetivo de reducir el riesgo de la inversión. El “Reglamento de Generación de Electricidad con Energías Renovables”, Decreto Supremo Nº 050-2008-EM, detalla los mecanismos de promoción a la inversión en este tipo de energías, dentro los cuales se enuncia que generadores basados en los RER, deben vender su energía al mercado de corto plazo.

Cuando la cantidad de energía sea vendida a los precios del mercado de corto plazo y esto resulte en ingresos menores al producido por la tarifa adjudicada en la subasta para la buena pro, el titular recibirá una prima que sería la diferencia de la tarifa adjudicada con el ingreso por el concepto de venta en el mercado de corto plazo. De esta manera el gobierno peruano protege al inversionista de riesgos de los precios de corto plazo procurando una diversificación de su matriz de energía eléctrica de hasta un 5% de fuentes renovables. Cabe mencionar que la tarifa base para la subasta dada por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (OSINERGMIN), permita una tasa de rentabilidad del capital de 12% según el artículo 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Según la APPAB, citado por [8], la inversión estimada para realizar este programa de cogeneración a nivel nacional ascendería a US $155 millones como lo muestra la Tabla 1.

3 El artículo 3 del DL N°1002 como recursos energéticos

tales como biomasa, energía eólica, solar, geotermia, y mareomotriz.

Tabla 1. Inversión estimada en proyectos de Cogeneración a bagazo de caña de azúcar. Fuente: APPAB citado por [8]

Proyectos bioenergéticos de cogeneración a bagazo pueden contribuir con: (i) la seguridad energética del país, (ii) la diversificación de la matriz energética y (iii) los objetivos de una generación eléctrica de menor impacto ambiental con bajas emisiones de carbono. No obstante en Perú, estos sistemas de cogeneración a bagazo no cuentan con equipamientos que permitirían un mejor aprovechamiento de la energía primaria contenida en el bagazo. El objetivo de este trabajo es evaluar técnica y económicamente diversas configuraciones de sistemas térmicos, así como cuantificar el potencial de energía a producir con estos sistemas y las reducciones de gases de efecto invernadero (GEI) evitadas.

3. PROPUESTA DE SOLUCIÓN

Para el análisis de los sistemas de cogeneración se modelará una planta con capacidad promedio. Para ello se toma como referencia las capacidades de molienda por día de las plantas mostradas en la Figura 4, lo que resultaría en una planta promedio de 5500 toneladas por día.

Tabla 2. Capacidad instalada de molienda de algunas empresas azucareras peruanas. Fuente: CENTRUM-

PUCP[9]

Un aspecto importante, que permite el dimensionamiento del sistema de cogeneración, es el perfil de demanda de electricidad y calor. Así, tales sistemas pueden operar siguiendo la demanda de electricidad (paridad eléctrica), o la demanda de calor

(paridad térmica), existiendo otras variantes aisladas, en las cuales los sistemas son dimensionados para operar a plena carga, vendiendo los excedentes de electricidad y calor. Entretanto, normalmente los sistemas de cogeneración son dimensionados para operar en paridad térmica, siguiendo el criterio de no utilización de equipamiento térmico auxiliar, ni venta de excedentes térmicos. La energía eléctrica es más fácilmente comerciable por la red eléctrica, aunque las tarifas y condiciones de venta no sean siempre favorables para las entidades cogeneradoras. Si la decisión recae sobre un combustible comercial, pueden contemplarse en otras opciones determinadas por la disponibilidad, potencias requeridas, entre otros aspectos.

Tabla 3. Demandas de Térmicas y Eléctricas de la Planta Modelada

En base a datos tomados en campo por ENSINAS (2008) [10], y PALACIOS-BERECHE et al (2010) [11], y ratios de consumo por tonelada de caña, se estiman los consumos de vapor y electricidad de los procesos para la planta modelada en este estudio. Cabe mencionar que en esta planta se considera una sección de fermentación y destilería para producir etanol de caña de azúcar, dividido para un uso de 50% de la Azúcares Reductores Totales (ARTs) de la caña para la producción de azúcar, y el 50% restante para la producción de etanol, estrategia que probablemente se adopte en las plantas productoras de azúcar, así como ocurrió en Brasil y Colombia. La

Tabla 3 muestra los consumos de la planta modelada.

Como se observa en la Tabla 3, el consumo de vapor y energía eléctrica de una planta de caña de azúcar es significativo. Por ejemplo, para atender la demanda eléctrica de la planta, sería necesario contar con una central eléctrica similar a la Central Hidroeléctrica de Huanchay (1950kW)[11].

3.1 Simulación

Para realizar el análisis energético y su potencial con el uso de diferentes tecnologías, se proponen 3 estrategias de cogeneración con sus respectivas configuraciones, las cuales serán simuladas utilizando software Engineering Equation Solver (EES). El bagazo seco presenta un poder calorífico superior (PCS) de 19268kJ/kg. Debido a la humedad, el valor calorífico líquido inferior (PCI) a 50% (b.u.) es apenas de 7563kJ/kg (Sosa, 2008) [12], éste último valor será considerado para todos los casos, además se considerará 5% del bagazo producido como reserva.

3.1.1 Caso I

El sistema de cogeneración está diseñado bajo el concepto de suministro de demandas térmicas de la planta utilizando un costo bajo de inversión en equipos. En este sistema el bagazo se quema en una caldera que produce vapor (P=22bar y T=300°C), el cual sale de las turbinas de la sección de molienda a P=2.5bar para atender las demandas térmicas de vapor de baja presión. Parte del vapor producido a 22 bar se envía a una turbina de contrapresión con extracción, (P=6bar) para atender las demandas de las secciones de destilería y deshidratación. La salida de la turbina de contrapresión se realiza a una presión de 2,5bar para alimentar las demandas térmicas de baja presión. Las Tablas en los Anexos muestran las eficiencias de los equipos, y de los balances de masa y energéticos se obtienen los parámetros de las corrientes del sistema de cogeneración Caso I como muestra la Tabla A.2. La Figura 3 muestra un esquema del sistema de cogeneración utilizado.

Figura 3. Esquema de Sistema de Cogeneración Caso I.

3.1.2 Caso II

El sistema de cogeneración está diseñado bajo el concepto utilización de todo el bagazo disponible con una inversión económica importante en equipos. Ello sirve para atender las demandas térmicas de la planta y para la venta de los excedentes de electricidad a la red. En este sistema todo el bagazo generado en la etapa de molienda (con excepción del 5% de reserva) se quema en una caldera que produce vapor a P=67bar y T=490°C. Este vapor pasa por una turbina de contrapresión con extracción, donde el vapor a la salida de baja presión (2,5bar) se emplea para atender las demandas térmicas de la planta, y la extracción de vapor a P=22bar sirve para alimentar las turbinas de la etapa de molienda y el vapor que se libera a P=2,5bar se emplea también atender las demandas térmicas.

Parte del vapor producido de alta presión en la caldera es utilizado en una turbina de condensación con extracción con salida de baja presión en mezcla de vapor-liquido a una presión de 0,11bar, el cual es enfriado en un condensador con circuito de torres de enfriamiento; y una extracción a media presión (6 bar) para atender las demandas térmicas de la sección de destilería y deshidratación. La Figura 4 muestra el esquema del sistema de cogeneración para el caso 2.

Figura 4. Esquema Sistema de Cogeneración Caso II

3.1.3 Caso III

Este sistema de cogeneración está diseñado bajo el concepto de máxima producción de electricidad para venta externa. Dentro de este concepto, a efectos de mejorar el aprovechamiento de energía, se realiza un cambio en las turbinas de la molienda por motores eléctricos con un consumo total de 18kWh/tc [13].

Al igual que en el Caso II, todo el bagazo disponible se quema en una caldera de alta presión que produce vapor (P=90 bar y T=520°C), el cual pasa por una turbina de contrapresión con extracción para alimentar todas las demandas térmicas. El vapor en la salida de baja presión (P=2,5bar) atiende las demandas térmicas de baja presión, y la extracción de media presión (P=6 bar) alimenta la sección de deshidratación.

El vapor restante producido a P=90bar se utiliza en una turbina de condensación, con salida de baja presión en mezcla de vapor a P=0,11bar, que se enfría al igual que en el Caso II. La Figura 5 muestra el esquema del sistema de cogeneración para el Caso III.

Figura 5. Esquema Sistema de Cogeneración Caso III.

4. RESULTADOS

La siguiente tabla muestra los resultados del análisis energético de los sistemas estudiados.

Tabla 4. Resultados del Análisis Energético de los Sistemas de Cogeneración evaluados

Como se observa en la Tabla 4 en términos de mejor uso de los recursos energéticos y en términos de FUE, el Caso III representa la mejor opción seguido muy de cerca por el Caso II. En términos de producción de energía eléctrica, el Caso III supera en 7 MW al Caso II, incorporando el consumo adicional de energía eléctrica de los motores eléctricos utilizados en la etapa de molienda que representa cerca de 3 MW. El hecho de producir mayor energía eléctrica en el Caso III es explicado por el uso de una caldera de mayor presión que permite que el ciclo de potencia tenga mayores rendimientos.

A partir de estos resultados se puede afirmar que existe un gran potencial para generar energía que se perdería si no fuese explotado como en el Caso I. En ese sentido las fábricas

de etanol y de azúcar deberían aprovechar este potencial como una fuente de lucros adicionales vendiendo la energía a la red.

En ese sentido, el Reglamento de Cogeneración DS Nº 037-2006-EM y su modificatoria DS Nº 087-2007-EM, especifican los valores mínimos de Rendimiento Eléctrico Efectivo (REE) que se deben acreditar para adquirir la calidad de Central Cogeneración Calificada.

Tabla 5. Valores mínimos de REE a cumplir para ser Centrales de Cogeneración Calificada. Fuente: DS Nº 082-2007-EM

De los resultados de la Tabla 4 y la Tabla 5, se observa que las configuraciones del CASO II y CASO III, cumplen los requerimientos exigidos para ser consideradas como un Central de Cogeneración Calificada. Esto permitiría tener la ventaja en la prioridad de despacho y de contar con altos factores de planta. Estos sistemas adicionalmente podrán calificar como RER, bajo el marco del DS Nº 050-2008-EM, por lo que en ambos casos tendrían prioridad en el despacho.

4.1 Análisis Económico

Al ser generación RER se puede vender la energía eléctrica al mercado de corto plazo (Spot), y en el caso que resulte en ingresos menores al producido por la tarifa adjudicada en la subasta, el titular recibirá una primar que sería la diferencia de la Tarifa Adjudicada con el ingreso por el concepto de venta en el mercado de corto plazo.

Cabe mencionar que la tarifa base para la subasta dada por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (OSINERGMIN), permita una tasa de

rentabilidad del capital de 12% según el artículo 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Figura 6. Costo Marginal Promedio del SEIN. Fuente: COES [14]

Basado en lo mencionado anteriormente, y a efectos de realizar un análisis económico de los sistemas de cogeneración considerados en el presente trabajo, se estimaran costos a escala de los equipamientos utilizados sobre la base de los costos de referencia publicados por Seabra (2008) [13], y Richardson (2004) [15]. La Tabla 6 muestra los costos de los ítems principales de los sistemas de cogeneración analizados.

Tabla 6. Costos de los principales equipamientos de los sistemas de cogeneración analizados.

De la Tabla 6, puede apreciarse que la caldera es el componente de mayor costo en el sistema de cogeneración. La diferencia entre el precio de la caldera entre el Caso II y el Caso III a pesar de tener un mismo flujo másico de bagazo (kg/s), se debe a que en el caso III se cuenta con una caldera de mayor presión, por lo que tiene mayor exigencia en la ingeniería y los materiales utilizados

Para efectos de la evaluación económica se utiliza un precio medio de energía del mercado spot que asciende a 44.5 US$/MWh, para el promedio del periodo 2000-2010 [14]. Para los cálculos de VAN y TIR se utiliza un tiempo de vida útil para los equipos de 20 años. Asimismo se calcula una tarifa base de subasta para RER, la cual debe resultar en una tasa de

actualización de 12% según articulo 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Tabla 7. Resultados del análisis económico de los sistemas de cogeneración evaluados

Del análisis económico de los diferentes sistemas de cogeneración evaluados, se concluye que el proyecto que genera mejores índices económicos corresponde al Caso II, no obstante ligeramente mayores que el Caso III, con una diferencia en el VAN de 2.9 MMUS$. La elección entre estos dos sistemas dependería de varios factores, entre ellos (i) el capital disponible para el proyecto, (ii) la oferta de proveedores de calderas de alta presión, (iii) la proyección de los precios de energía eléctrica, (iv) la operación de la planta, etc. Para el Caso I se tiene un margen de excedente, sin embargo como el sistema de cogeneración está dimensionado para atender solamente las demandas de vapor y electricidad de la planta y al no estar conectado a la red, no se generan rentas por concepto de venta de electricidad.

En el caso más pesimista, que obedece a una baja en los precios en el mercado eléctrico de corto plazo, y amparándose en la Ley de Promoción de Generación por Energías Renovables, resultarían precios base para las subastas de 35,2 US$/MWh y 40,0 US$/MWh para el Caso II y Caso III respectivamente. Estos precios son menores a los precios máximos de la primera y segunda subasta RER para biomasa: 120 US$/MWh y 55 US$/MWh respectivamente [16].

4.2 Potencial de la cogeneración a bagazo y

reducción de emisiones de GEI

Para estimar el potencial de la energía eléctrica neta a nivel nacional que se produciría en base

a los sistemas de cogeneración a bagazo puede considerarse los índices de rendimiento por tonelada de caña del Caso II (Tabla 4), con el total de caña molida en el año 2009. Según el MINAG (8), esto ascendería a 9.9 millones de toneladas, lo que representaría 755.6GWh por año y una capacidad instalada adicional de 95.4MW. Para el Caso III resultaría en 884.6GWh generados y una potencia instalada de 111.7MW.

Asimismo, se considera como base la producción de energía en el SEIN reportada en la Estadística Anual de Operaciones del COES para el año 2010 y su distribución por fuentes de energía se muestra en la Figura 7. Adicionalmente para evaluar como afectaría a la generación de este potencial en la operación del SEIN en términos generales, se considera los costos variables promedio, para evaluar que centrales desplazaría en una operación teórica, y como afectaría a la matriz energética de la generación eléctrica en el SEIN (Figura 8).

Figura 7. Distribución de Energía por Fuente Energética 2010. Fuente: Elaborado a partir de datos de COES [14]

La entrada de este potencial de cogeneración a bagazo reduciría las horas de operación de centrales a gas natural como la C.T. Malacas, así como centrales a diesel y residual con costos marginales mayores que la C.T. Mollendo pasen a ser de reserva.

Esto resultaría a su vez en una menor generación de centrales que utilizan combustibles fósiles, lo que tiene como consecuencia una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

Figura 8. Distribución de Energía por Fuente Energética 2010 incluyendo el potencial de cogeneración con bagazo.

A efectos de estimar la reducción de GEI, por la operación del potencial de cogeneración a bagazo se utilizará el factor de emisión del SEIN para 2010, que fue de 0.56674 tCO2/MWh4. Los resultados se presentan en la figura 9.

Figura 9. Reducción de Emisiones de CO2 por concepto de generar en el SEIN del potencial de cogeneración a

bagazo.

5. CONCLUSIONES

En este trabajo, se han estudiado diferentes sistemas térmicos de cogeneración a bagazo, y su potencial en Perú.

Desde un punto de vista termodinámico, se concluye que el uso de calderas de mayor presión de vapor, como las del Caso II y Caso III incrementa la energía producida por unidad de calor entregada, pudiendo tener excedentes de potencia para venta en la red, además de tener ventajas de despacho al cumplir con los requerimientos para ser Central de

4 Valor estimado para el proyecto Project Design Document

del Proyecto Centauro I Hydrolectric Project, Perú [17]

Cogeneración Calificada del DS Nº 082-2007-EM y RER bajo el marco de la DS Nº 050-2008-EM lo que le permitiría altos factores de planta.

Del análisis económico, se determina la alta rentabilidad de los sistemas de cogeneración de los casos donde se utilizan calderas con presiones de 67bar y 90bar, así como del beneficio para los consumidores, puesto que las tarifas que resultarían para la subasta de electricidad con estos sistemas, serían menores a los de las subastas realizadas a la fecha para biomasa, así también como con costos marginales promedio al del período 2000-2010.

Por otro lado, considerando la cantidad de caña de azúcar procesada actualmente, se estima un potencial de generación de 755.6GWh, lo que representaría un aumento en la participación de la energía generada por biomasa en el SEIN de 0.2% a 2.3%. Esto resultaría en una reducción de horas de despacho de centrales térmicas de combustibles fósiles, lo que se estima en una reducción de alrededor de 430 000 toneladas de CO2eq.

Por lo tanto, este tipo de proyectos, estarían de acuerdo con los objetivos de la Política Energética Nacional que Perú ha adoptado, ya que contribuiría con la seguridad energética disminuyendo la dependencia de derivados de petróleo, precios competitivos de energía, contar con una matriz energética diversificada y de bajo impacto de carbono, con mayor participación de las energías renovables.

6. RECOMENDACIONES

Dado los beneficios descritos que resultan de la implementación de este tipo de proyectos de cogeneración de bagazo, se recomiendan programas de subsidios técnicos a las empresas de azúcar y etanol, así como programas de financiamiento e incentivos de tributación especiales a efectos de facilitar la implementación de estos sistemas.

Se recomienda también, realizar un estudio con mayor detalle de costos y de las tarifas que pueden resultar del uso de estos sistemas de

cogeneración a bagazo, así como una simulación de despacho horario y el impacto que podrían tener en las tarifas eléctricas.

Si bien es cierto que el bagazo es uno de los residuos principales de biomasa, existen otras fuentes como la cáscara de arroz y café, así como los residuos madereros y los residuos orgánicos municipales para la producción de biogás, que han sido poco explorados en Perú. Por lo que así como se han realizado estudios como el Atlas Solar, el Atlas Eólico, y el Potencial Hidroeléctrico en Perú, se realice un estudio del Potencial de Biomasa para generación de Energía, lo cual podría resultar en proyectos que traerían grandes beneficios para el país.

7. BIBLIOGRAFÍA

1) World bank, “Reseña del Pais: Perú”, http://web.worldbank.org. Ingresado en Febrero 2011.

2) PYMEX, “Cepal eleva proyección de crecimiento de economía peruana”,http://www.pymex.pe/noticias/peru. Ingresado en Febrero 2011.

3) Ministerio de Energía y Minas, DGE. “Anuario Estadístico de Electricidad 2009”. 2010. Lima-Perú.

4) BUTRÓN, Cesar. “Sistema Interconectado Nacional”. En: Seminário Internacional de Integração Energética Brasil – Perú. Mayo, 2009.

5) Ministerio del Ambiente. “Política energética peruana promueve cambio de matriz energética basado en el uso de 50% de energías renovables al 2040”. http://www.minam.gob.pe . Ingresado en Marzo 2011.

6) Ministerio de Energía y Minas. “Atlas del Potencial Hidroeléctrico del Perú”. Marzo 2011, Lima-Perú.

7) Food and Agriculture Organization. “Bioenergy and the Millennium Development Goals”. Forestry Department. 2008.

8) Ministerio de Agricultura. Oficina de Estadística y Estudios Económicos. “Situación del Sector Azúcarero 2000-2009”. 2010.

9) CENTRUM-PUCP. Reportes Financieros CENTRUM Católica “Empresa Agroindustrial Laredo S.A.A”. Agosto. 2009.

10) ENSINAS, Adriano Viana. “Integração térmica e otimização termoecômica aplicadas ao processo industrial de produção de açúcar e etanol a partir da cana-de-açucar”.2008.Tesis(doctorado) - Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de Campinas, Brasil-SP.

11) PALACIOS-BERECHE, Reynaldo; CHAVEZ-RODRIGUEZ Mauro F.; NEBRA Silvia A.. “Steam demands and water consumption for different production patterns of sugar and ethanol production from sugarcane”. En: 23rd International Conference on Efficiency, Cost, Optimization, Simulation, and Environmental Impact of Energy Systems (ECOS 2010). Junio 2010, Lausanne, Suiza.

12) SOSA Arnao, Juan Harold. “Caldeiras aquatubulares de bagaço – estudo do sistema de recuperação e energia / Juan Harold Sosa Arnao”. Tesis (doctorado). 2008. Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de Campinas, Brasil-SP

13) SEABRA, Joaquim Eugênio Abel. “Avaliação técnico-econômica de opções para o aproveitamento integral da biomassa de cana no Brasil”. Tesis (doctorado). 2008. Dissertação de Doutorado. Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de Campinas, Brasil-SP

14) COES, Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional. “Estadística de Operaciones 2010”. 2011, Lima-Perú.

15) RICHARDSON, “Process Plant Construction Estimating Standards” 2004 Edition.

16) DAMMERT,Alfredo. “Licitaciones de Energías Renovables en el Perú”. En: COBER IV. Octubre 2010.

17) UNFCCC.“Centauro I Hydroelectric Project,Peru”. http://cdm.unfccc.int. Ingresado en Mayo 2011.

8. ANEXOS

Definiciones:

Donde: W= Potencia Eléctrica Mecânica.

Qp=Calor para el Proceso. ŋGV=Eficiencia de la Caldera.

A continuación se muestra las eficiencias utilizadas y los flujos de masa y energía resultantes de las simulaciones.

Tabla A.1. Parámetros de la simulación Caso I.

Tabla A.2.Parámetros de la simulación Caso II.

Tabla A.3. Parámetros de la simulación para el Caso III.

Figura A.1. Costo Variable Nominal de las Centrales Termoeléctricas del SEIN incluyendo la

central de cogeneración a bagazo Caso II. Fuente: A partir de datos de COES [14]