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ESTUDIO DEL POTENCIAL DE COGENERACIÓN Y TRIGENERACIÓN EN EL ECUADORSÍNTESIS DE RESULTADOS - OCTUBRE 2017

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ÍNDICE DE CONTENIDOESTUDIO DEL POTENCIAL DE COGENERACIÓN Y TRIGENERACIÓN EN EL ECUADOR

PRESENTACIÓN ............................................................................................................................. 3

1. CONCEPTOS Y GENERALIDADES ........................................................................................... 5

2. SITUACIÓN ACTUAL DE LA COGENERACIÓN Y/O TRIGENERACIÓN EN EL MUNDO ......... 7

3. METODOLOGÍA PARA DETERMINAR EL POTENCIAL DE COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN ECUADOR ............................................................................................................................... 8

4. ESTADO ACTUAL DE LA COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN EL ECUADOR ............... 10

5. RESULTADOS SOBRE EL POTENCIAL DE COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN EL ECUADOR .............................................................................................................................. 11

6. BENEFICIOS DE LA COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN ECUADOR .............................. 13

7. RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE PREFACTIBILIDAD ......................................................... 13

8. PLAN DE ACCIÓN PARA INCENTIVAR LA COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN EL ECUADOR .......................................................................................................................... 18

9. CONCLUSIÓN .......................................................................................................................... 18

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ESTUDIO DEL POTENCIAL DE COGENERACIÓN Y TRIGENERACIÓN EN EL ECUADOR

Síntesis de los Resultados Obtenidos en el Estudio

PRESENTACIÓN

Históricamente, la matriz energética del Ecuador ha dependido mucho de la explotación de petróleo y el uso de sus derivados en forma masiva, principalmente en los sectores in-dustrial y de transporte. Una parte importante de estos combustibles deben ser importados, debido a la falta de capacidad de refinación del país, por lo que resultan caros y, por otro lado, su utilización genera emisiones que impactan negativamente al ambiente. Por estos motivos, el Estado está impulsando el cambio de la matriz energética, que promueve la utilización de energías más limpias y la implementación de programas de eficiencia ener-gética a nivel doméstico, comercial e industrial. Desde el año 2011, el Ministerio de Elec-tricidad y Energía Renovable (MEER) viene ejecutando el Proyecto “Eficiencia Energética para la Industria en el Ecuador”, cuyos primeros resultados han determinado que, tanto a nivel industrial como en los sectores hotelero y hospitalario, la energía térmica y electrici-dad son dos formas de energía indispensable que se emplean, en gran parte, de manera conjunta. Estos dos tipos de energía, sin embargo, pueden complementarse si se propo-nen esquemas de generación de forma distribuida, empleando sistemas de cogeneración localizados en las empresas. La cogeneración es vista, por lo tanto, como un método de generación adicional al existente actualmente que, por sus características, va a contribuir notablemente con un uso más eficiente de la energía (principalmente combustibles fósiles) en el país.

No existe un estudio en el Ecuador que determine el potencial de cogeneración y tri-generación a nivel nacional considerando las condiciones actuales y el futuro crecimiento del sector industrial y de servicios (que incluye hoteles, hospitales, aeropuertos y centros comerciales). Por esta razón, la Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC EP, en coordi-nación con el MEER, han impulsado la realización del Estudio del Potencial de Cogenera-ción y Trigeneración en los sectores industrial, hotelero y hospitalario. Este estudio, que ha sido desarrollado por un equipo técnico liderado por la UCuenca EP, Empresa Pública de Administración y Gestión de: los Servicios, la Consultoría Especializada y los Productos de Proyectos de Investigación de la Universidad de Cuenca, busca crear las bases para la implementación de proyectos de cogeneración y trigeneración en el Ecuador. El alcance del estudio es a nivel nacional (con excepción de Galápagos) y su enfoque es en el sector industrial (incluido hotelero y hospitalario). Se han considerado, además, las refinerías, cen-tros comerciales y aeropuertos más importantes del país.

El Estudio del Potencial de Cogeneración y Trigeneración en el Ecuador incluye aspec-tos conceptuales, el análisis de la situación de la cogeneración/trigeneración a nivel global y de país, la definición de la línea base de la cogeneración en el Ecuador, la metodología para determinar el potencial de cogeneración, los resultados del potencial obtenidos a nivel sectorial (por industrias) y nacional, así como los beneficios económicos y socioam-bientales de la propuesta. Adicionalmente, se presentan cinco estudios de las opciones y oportunidades de adoptar cogeneración/trigeneración, a nivel de prefactibilidad, en empresas de sectores representativos, incluyendo las industrias palmicultora, textilera y de alimentos, así como un hotel y un hospital, repartidos tanto en la costa como en la sierra. Finalmente, se propone un Plan de Acción que permitiría impulsar el sector de la cogene-ración/trigeneración en el país. El presente documento tiene como finalidad sintetizar los aspectos antes citados.


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Este trabajo es un esfuerzo conjunto entre las instituciones del Estado (MEER y CELEC EP), la academia (UCuenca EP) y el sector productivo (público y privado). El estudio ha sido posible desarrollar gracias a la colaboración de cientos de empresas del sector industrial, hotelero y hospitalario, a quienes dejamos constancia de nuestra gratitud. En particular, queremos resaltar la predisposición y apertura de las empresas en las que se realizaron los estudios de prefactibilidad. Estos estudios sirven de base para, a futuro, efectuar cogene-ración/trigeneración en el país y aprovechar sus beneficios tanto a nivel empresarial como a nivel nacional, así como conocer los desafíos que le esperan al Estado para impulsar esta nueva forma de generación energética. Estamos seguros de que el esfuerzo efectuado entre las instituciones anteriormente mencionadas, va a servir de punto de partida para que tanto el Estado como las empresas privadas y públicas, en el corto plazo, vean a la cogeneración y trigeneración como una oportunidad para fortalecer la eficiencia energé-tica, reducir costos de producción e impactar positivamente en la reducción de los efectos ambientales ocasionados por el consumo energético.

Quito, octubre de 2017

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1. CONCEPTOS Y GENERALIDADES

El término cogeneración se refiere a la generación simultánea de energía eléctrica o me-cánica y de energía térmica utilizable, a partir de la misma fuente de energía primaria. Otro nombre comúnmente usado para referirse al mismo concepto es Producción Com-binada de Calor y Electricidad (Combined Heat and Power, CHP). Sin embargo, parte de la energía térmica obtenida después de la producción de electricidad en esquemas de cogeneración (por ejemplo, en forma de gases de combustión o agua de refrigeración de motores de combustión interna) puede utilizarse también para refrigeración o enfria-miento de fluidos (proceso al que se conoce como trigeneración), por lo que el término “cogeneración” es más inclusivo. Mientras la energía mecánica puede ser empleada para accionar un generador eléctrico para la producción de energía eléctrica (que es el caso más común) o cualquier máquina rotatoria como compresores, bombas o ventiladores, la energía térmica se puede usar para calefacción de locales cerrados, en procesos indus-triales tales como el secado de materias primas, o incluso la producción de vapor para procesos de producción, en dependencia de la temperatura y de la cantidad de gases u otro fluido caliente.

La cogeneración involucra un sistema de tecnologías comercialmente disponibles que disminuyen el consumo total de combustibles fósiles y por ende las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI), generando energía útil (electricidad y calor), a partir del mismo combustible. La cogeneración es una forma de generación local o distribuida, ya que la producción de calor y energía eléctrica tiene lugar en o cerca del punto de consumo.

El sector industrial ofrece el mayor potencial para emplear la cogeneración. Por ejem-plo, en los Estados Unidos, la industria es responsable de aproximadamente un tercio del consumo total de energía del país y las emisiones directas de gases de efecto invernadero de este sector representan el 20% del total del país, a lo que hay que añadir un 9% por emi-siones de GEI procedentes de la electricidad generada centralmente en el sector indus-trial. Las emisiones industriales directas provienen de la combustión in situ de combustibles fósiles y de emisiones de procesos no relacionadas con la energía. En el Ecuador, por otro lado, el consumo energético del sector industrial es cercano a un cuarto del total consu-mido en el país.

Si bien el mayor potencial para implementar la cogeneración es en el sector industrial, esta tecnología también está cada vez más disponible para aplicaciones de menor escala en instalaciones residenciales y comerciales. Los sistemas de cogeneración son adecuados para operaciones comerciales que requieren un suministro continuo de energía confiable, tales como centros de datos, hospitales, universidades y hoteles. La calefacción y refrige-ración urbana o de distrito (DHC, por sus siglas en inglés) en las ciudades y en las grandes instituciones es un uso establecido de la cogeneración y trigeneración, respectivamente, en Europa, Estados Unidos y otros países en los sectores residencial y comercial. La calefac-ción urbana (en climas templados y fríos) puede satisfacer las demandas de calor a baja y media temperatura, como la calefacción de espacios y el calentamiento de agua para uso sanitario.

La trigeneración proporciona una tercera forma de energía: la energía de enfriamien-to, además de calor y energía eléctrica, a partir de una misma fuente primaria. Los sistemas de trigeneración (también llamados sistemas combinados de refrigeración, calefacción y energía (CCHP, por sus siglas en inglés)) son típicamente una combinación de plantas de cogeneración y sistemas adicionales de enfriamiento de un fluido. En estos esquemas se produce electricidad, calor y se enfría un fluido de trabajo para algún proceso. El calor re-sidual del sistema de cogeneración se convierte así en energía que es aprovechada para producir frío, usando equipos de absorción o adsorción. En otras palabras, los sistemas de trigeneración son una extensión de los sistemas de cogeneración.


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La Figura 1 muestra un esquema de un sistema de cogeneración y una propuesta para estructurar un sistema de trigeneración a partir de un sistema de cogeneración. Como se ilustra, el sistema de trigeneración añade procesos de enfriamiento en forma de compo-nentes de enfriamiento al proceso de cogeneración. Por lo tanto, un esquema CCHP au-menta la flexibilidad de la utilización de calor residual, ya que el proceso puede adaptarse a las variaciones estacionales de las demandas de calefacción o refrigeración.

Figura 1. Esquema de un sistema de cogeneración basado en el empleo de un motor de combustión interna alternativo (izquier-da) y propuesta de sistema de trigeneración basado en el mismo motor (derecha).

1.1 SISTEMAS DE COGENERACIÓN

Dado que la cogeneración es la producción simultánea de dos o más tipos de energía, los sistemas de cogeneración se pueden dividir en dos categorías: sistemas de ciclo superior (topping cycle) y sistemas de ciclo inferior (botomming cycle), dependiendo de la secuen-cia de la energía producida (electricidad-calor o viceversa) y los esquemas de operación adoptados.

Sistema de Ciclo Superior (Topping Cycle)

En esta configuración, el combustible es empleado primeramente para producir energía eléctrica, de donde al menos una parte del calor liberado en esta etapa se aprovecha para procesos de producción en plantas industriales o para calefacción. El ciclo superior es ampliamente usado y el método más conocido de cogeneración. Ejemplos de plantas donde se puede utilizar esta configuración son los ingenios azucareros, las papeleras y va-rios tipos de plantas de producción de alimentos. La Figura 2 muestra, esquemáticamente, la secuencia del funcionamiento de un ciclo de cogeneración de ciclo superior, basado en el empleo de una turbina de gas.

Figura 2. Esquema de un sistema de cogeneración de ciclo superior (topping cycle)

ELEC

TRIC

IDA

D

CO

MBU

STIB

LE

CALOR (GasesCalientes)

CALEFACCIÓNEL

ECTR

ICID

AD

CO

MBU

STIB

LE

CALOR (GasesCalientes)

CALEFACCIÓN

CHILLER(Absorción)

FRIO

COMBUSTIBLE

COMPRESOR

CÁMARA DE COMBUSTIÓN

TURBINA DE GAS YGENERADOR ELÉCTRICO

Calor residual aprovechado para producirvapor o para un proceso industrial

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Sistema de Ciclo Inferior (Bottoming Cycle)

En un sistema de cogeneración de ciclo inferior, el calor es la primera fuente de energía que se persigue y se usa y, con el calor residual de proceso, se puede producir energía eléctrica o mecánica. Esta configuración puede ser empleada, por ejemplo, en plantas con hornos industriales como las cementeras. La Figura 3 representa un sistema de coge-neración de ciclo inferior.

Figura 3. Esquema de un sistema de cogeneración de ciclo inferior (botomming cycle)

Los dos tipos de configuración (ciclo superior y ciclo inferior) varían en tamaño y equi-pos empleados, dependiendo principalmente de las condiciones de la energía térmica requerida. Una ventaja del ciclo inferior (bottoming) es la disponibilidad de calor a más altas temperaturas, por lo que se usa en industrias tales como vidrio o acero. Sin embar-go, la eficiencia de un ciclo superior es generalmente más alta que la de un ciclo inferior (bottoming), debido a que, para incrementar la eficiencia de un ciclo inferior es necesario trabajar con temperaturas mayores de fluidos, aspecto que no siempre resulta ventajoso, como puede ocurrir, por ejemplo, en una cementera, donde se requiere que los gases sal-gan del proceso a las temperaturas más bajas posibles (por ejemplo, a 350 ⁰C o menos), para incrementar su productividad. Sin embargo, a temperaturas menores que la indicada puede resultar complejo y poco económico aprovechar el calor de los gases del proceso de enfriamiento del clinker para producir vapor (lo que normalmente es lo que se persigue en estos esquemas).

2. SITUACIÓN ACTUAL DE LA COGENERACIÓN Y/O TRIGENERACIÓN EN EL MUNDO

La cogeneración no es un concepto nuevo. Las ventajas de una planta de cogenera-ción se aprovecharon por primera vez por la Edison Illuminating Company de Thomas A. Edison, que suministró tanto electricidad para alumbrado público como vapor para uso industrial en la ciudad de Nueva York en 1882. El Departamento de Energía de los EE.UU. re-portó que en los primeros años del Siglo XX, el 58% de la potencia en plantas industriales era cogenerada. Sin embargo, en los años 1950’s la cogeneración representaba solamente el 15% y posteriormente (1974) esta cifra descendió al 5%. No obstante, las actividades de di-seño, operación y mercadeo de cogeneración en los EE.UU. se incrementaron dramática-mente a partir de la promulgación de PURPA (Public Utilities Regulatory Policies Act) y han tenido mejor aceptación de la industria y el gobierno, habiéndose desarrollado nuevas tecnologías en cámaras de combustión, paquetes de cogeneración y ciclos combinados.

COMBUSTIBLE

AGUA SISTEMA DE RECUPERACIÓNDE CALOR (CALDERA)

GASES/FLUIDOSCALIENTES

VAPOR

COMBUSTIBLEAUXILIAR

(opcional)TURBINA DE VAPOR Y

GENERADOR ELÉCTRICOPROCESO

INDUSTRIAL


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La experiencia en Europa es algo diferente a la norteamericana e históricamente la cogeneración industrial ha sido más común en algunas partes de Europa que en los EE.UU. A finales del siglo pasado, por ejemplo, la industria en Alemania cogeneraba el 16% de la capacidad de generación eléctrica instalada, situación que se ha mantenido en los últimos años, Italia el 18%, Francia el 16% y los Países Bajos el 10%. Al año 2010, el grado de penetración de la cogeneración en los distintos países europeos era muy diverso. Su apor-tación respecto al total de energía producida alcanzaba cifras elevadas en países como Dinamarca (49%), Finlandia (38%), Holanda (30%), España (12%), pero también en países de economías de transición como Letonia (38%), Hungría (21%) y República Checa (17%). Es importante mencionar que la mayoría de países europeos utiliza gas natural para la co-generación y, por otro lado, por sus condiciones climáticas, particularmente en los países del norte de Europa, se destina gran parte de la energía de cogeneración a los sistemas de calefacción de distrito (residencial), aplicación que no es necesaria en naciones con climas tropicales como el Ecuador.

En Asia, la experiencia en cogeneración se ha analizado en cuatro de los países más importantes de la región: China, India, Japón y Corea del Sur. En China, las tecnologías relacionadas con la eficiencia energética, como la cogeneración y calor/enfriamiento de distrito, han recibido gran atención en la última década por parte del gobierno. Como resultado, China es uno de los países con mayor capacidad de cogeneración en el mun-do. Japón es uno de los países más eficientes energéticamente en el mundo, lo que ha permitido un avance importante de aplicaciones de cogeneración. En Corea del Sur, el gobierno ha buscado adaptar el rápido crecimiento económico al incremento de precios de la energía y más estrictos objetivos ambientales.

De acuerdo con los casos mencionados, es importante contar con criterios de selec-ción para analizar con más profundidad la experiencia en cogeneración de ciertos países que, por sus características, pudieran ser replicadas con éxito en el Ecuador, incluido países de la región como Brasil y Colombia. Entre los criterios analizados están aspectos técnicos (tecnología usada, tipo de combustible, tipo de matriz energética), aspectos institucio-nales (trayectoria histórica, normativa, políticas de incentivo, etc.), aspectos contextuales (clima, cultura) y el acceso a información actualizada de cada país.

3. METODOLOGÍA PARA DETERMINAR EL POTENCIAL DE COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN ECUADOR

En la actualidad no existen métodos establecidos que permitan determinar el potencial de cogeneración en un país en las condiciones que presenta el Ecuador. Por esta razón, en este trabajo se desarrolló un método propio que permita calcular el potencial de co-generación a nivel de empresas, cuyos resultados permitan a su vez calcular el potencial nacional. En ese sentido, el primer paso fue determinar las empresas en los sectores in-dustrial, comercial, hospitalario y hotelero del país que consumen simultáneamente dos tipos de energía secundaria en sus procesos productivos: electricidad y combustibles, en cantidades importantes, que permitan crear una línea de partida de posibilidades de co-generación.

Para ello se recurrió a bases de datos de instituciones que disponen de esta información: ARCONEL (Agencia de Regulación y Control de Electricidad) y ARCH (Agencia de Regula-ción y Control de Hidrocarburos). Si bien la información se presentaba por provincias, por asuntos logísticos del estudio (principalmente para organizar el trabajo de campo para la recolección de la información adicional) se decidió dividir el país en dos zonas o regiones de trabajo: región Sur y región Norte. La Tabla 1 muestra las provincias analizadas en cada región

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Tabla 1. Listado de provincias agrupadas por región.

En la región Sur se incluyeron 317 empresas mientras que en la región Norte se conside-raron 238 empresas, dando un total de 555 empresas a analizar a nivel nacional. Dichas empresas, además, fueron clasificadas en 16 diferentes clústeres industriales/comerciales, de acuerdo a la clasificación CIIU-INEN, tal como se muestra en la Tabla 2.

Tabla 2. Listado de clústeres para el estudio.


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Una vez que se dividió el país en dos regiones y al sector industrial en diferentes clúste-res, se procedió a realizar el trabajo de campo a fin de obtener información primaria que corrobore los datos de partida y permita contar con toda la información necesaria para efectuar los cálculos del potencial de cogeneración, así como para determinar en cuáles empresas ya se realiza esta actividad.

Para el trabajo de campo se tomaron porcentajes de empresas por clúster que resulten representativos para el mismo y que la cantidad de empresas seleccionadas corresponda con el nivel de su presencia en cada región. Por lo tanto, es visible que las provincias don-de más visitas se realizaron fueron Guayas, Pichincha, Manabí y Azuay, que juntas aportan con más del 60% de las empresas seleccionadas. En total, para la visita, se establecieron 170 empresas a lo largo de todo el país (100 en la zona sur y 70 en la zona norte), que co-rresponde a algo más del 30% de las 555 empresas seleccionadas. No se obtuvo apertura o información completa de todas las empresas a visitar, debido a restricciones de algunas de ellas, por lo que la visita se concretó en 162 empresas (96 en la zona sur y 66 en la zona norte), lo cual representa el 29,2% del universo de empresas seleccionadas.

Para cada sector (y en cada empresa que lo integra), se estableció el método de cálculo específico para estimar el potencial actual y futuro. Estos resultados parciales se fueron agregando para obtener un resultado total a nivel de clústeres y al final a nivel na-cional. De manera resumida, los pasos seguidos para determinar el potencial de cogene-ración/trigeneración en cada empresa consistieron en:

1. Levantar información sobre los consumos de energía térmica (vapor o calor y las ne-cesidades de frío) de la empresa.

2. Identificar los tipos y cantidades de combustibles usados y las alternativas a aquellos combustibles.

3. Determinar el tipo de motor primario y la tecnología de cogeneración adecuada, en función del tamaño, disponibilidad del combustible, ubicación y de las condiciones (calidad) de calor y frío.

4. Calcular la capacidad de la planta de cogeneración/trigeneración requerida.

5. Calcular la cantidad de energía eléctrica que podría resultar de la adopción de co-generación.

6. En caso de ser necesario, verificar que los motores/procesos de cogeneración garan-tizan el suministro de calor y frío de la planta.

4. ESTADO ACTUAL DE LA COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN EL ECUADOR

A fin de establecer la línea base del estudio de potencial de cogeneración/trigenera-ción en el país, se determinó la capacidad de cogeneración existente, partiendo del he-cho que, en el Ecuador, la cogeneración se ha implementado de manera muy limitada. Se conoce que contadas empresas en los sectores alimentos, agroindustrial y maderero efec-túan cogeneración en el país. El único sector que ha adoptado procesos de cogeneración a mayor escala es el azucarero en el que, hasta julio de 2017, se contaba con una capa-cidad instalada de cogeneración total cercana a los 140 MW, donde se utiliza bagazo de caña como combustible. Ninguna empresa cuenta aún con sistemas de trigeneración.

La Tabla 3 presenta la situación actual de la cogeneración en Ecuador y la capacidad instalada total, que es de algo más de 170 MW. En esta tabla se incluye también a CELEC EP-Termogas Machala, que se encuentra instalando sistemas de ciclo combinado. La ope-ración de esta planta, de ejecutarse, subirá la capacidad instalada de cogeneración a nivel nacional hasta aproximadamente 490 MW.

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Tabla 3. Resumen de la capacidad de cogeneración instalada en el país (línea base).

N/D – Dato no disponible. * En fase de implementación ** Incluye Termogas Machala, en fase de implementación

5. RESULTADOS SOBRE EL POTENCIAL DE COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN EL ECUADOR

La Tabla 4 muestra la cantidad de empresas de cada clúster y resume los resultados del análisis. Se observa que el potencial técnico factible de cogeneración a nivel nacional llega a casi 600 MW.

A su vez, la Figura 4, presenta la participación porcentual de cada sector respecto al total. Por otro lado, se determinó que el potencial técnico factible de trigeneración es de aproximadamente 200 MW, focalizado en los sectores alimentos, bebidas, hospitales y hoteles.

Los tipos de combustibles que se han considerado para efectuar cogeneración en el país, partiendo de su disponibilidad actual y/o las posibilidades de producción, son diésel, biogás, biomasa y gas natural, que representan 81%, 10%, 7% y 2%, respectivamente, del total de combustibles requeridos.

Con los resultados del potencial de cogeneración, también se estimó la reducción de uso de combustible de origen fósil (principalmente diésel y bunker) que pasaría de apro-ximadamente 18,6 millones de galones/mes (si se emplearan plantas termoeléctricas con capacidad instalada de aproximadamente 600 MW que usan diésel o un combustible pa-recido para la generación eléctrica) a 13,1 millones de galones/mes (si la generación se efectúa en las empresas mediante sistemas de cogeneración/trigeneración).


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Tabla 4. Potencial de cogeneración en el Ecuador por clústeres y empresas.

Figura 4. Participación porcentual de cada clúster en el potencial de cogeneración en Ecuador

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6. BENEFICIOS DE LA COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN ECUADOR

Para identificar los beneficios económicos, ambientales, sociales y para el Sistema Nacio-nal Interconectado, a nivel nacional y de cada uno de los clústeres industriales analizados, se trabajó en cinco posibles escenarios: Escenario 1, 600 MW (igual al potencial obtenido en los cálculos), Escenario 2 (50% inferior al anterior; es decir, 300 MW), Escenario 3 (50% superior al primero; es decir, 900 MW), Escenario 4 (80 MW), Escenario 5 (20 MW) y un es-cenario adicional de 0,5 MW (que corresponde a la capacidad instalada mínima de una planta de cogeneración, de acuerdo con los cálculos realizados). Los escenarios 4 y 5 se han seleccionado porque los valores resultantes están en el rango del potencial de cogeneración de varios clústeres (ver Tabla 4) y se prestan para un análisis rápido de los resultados de la implementación de cogeneración en clústeres completos. Los resultados del análisis financiero, que muestran un VAN y TIR negativos, sugieren que es necesario re-visar los parámetros utilizados (por ejemplo, precio de venta de energía cogenerada) para que los proyectos sean viables. Un análisis de sensibilidad realizado respecto al precio del diésel, considerando el precio de venta de la energía eléctrica fijo (0,11 USD/kWh) y que el precio del galón de diésel sea US$1,50, US$1,45 y US$1,40, mostró que todos los escenarios serían rentables a un precio del diésel inferior de US$ 1,40 (conociendo que el precio oficial para la industria es de US$1,57). Por lo tanto, se desprende que la cogeneración a escala nacional en los escenarios presentados sería posible solamente si se incrementa el precio de venta de la energía eléctrica producida en las plantas de cogeneración. Si se sensibi-liza el precio de venta de la energía, se obtiene que la cogeneración en estas escalas es viable para precios de venta mayores a 0,12 USD/kWh y manteniendo el subsidio actual del diésel. En caso de que a futuro se elimine el subsidio al diésel, el precio de éste sería de USD 2,17 por galón, con el cual las alternativas analizadas serían viables si el precio de venta de la energía cogenerada fuese superior a 0,16 USD/kWh, aspecto que ameritaría evaluarlo a nivel de políticas energéticas, pues el valor de 0,16 USD/kWh podría ser manejable en algu-na situación particular, especialmente debido a la baja generación de hidroelectricidad en periodos de estiaje a nivel nacional.

El análisis económico fue acompañado de un análisis sobre los beneficios ambientales y sociales resultantes de la adopción de cogeneración a nivel nacional, destacándose la oportunidad que presenta la cogeneración para reducir el uso de combustibles fósiles (principalmente diésel y bunker), al recurrir a menos combustibles para generar energía tér-mica útil para las empresas. Respecto a los beneficios al sistema nacional interconectado (SNI) ecuatoriano, se analiza el aporte porcentual que tendría la cogeneración en cada escenario considerado (año 2018 y año 2025) sobre la producción total del SNI bajo la pla-nificación considerada en el Plan Maestro de Electrificación – PME 2016 – 2025. Para el caso del potencial de 900 MW en potencia instalada, el aporte al SNI es de 26,1% (2018) y de 20,5% (2025). Para una capacidad de 600 MW, el aporte de la cogeneración al sistema es de 17,4% (2018) y de 13,7% (2025) mientras que, con una capacidad de 300 MW, el aporte de la cogeneración al sistema es de 8,7% (2018) y de 6,83% (2025).

7. RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE PREFACTIBILIDAD

Luego de establecer los criterios de selección generales y particulares para definir las cin-co empresas en las que se desarrollaron los estudios de prefactibilidad de la adopción de sistemas de cogeneración/trigeneración y dos alternativas tecnológicas distintas en cada caso, las empresas seleccionadas fueron: una palmicultora (provincia de Esmeraldas), una textilera (Pichincha), una empresa de la industria láctea (Azuay), un hotel (Guayas) y un hospital público (Guayas). Para el estudio de cada caso se requería analizar las opciones de cogeneración con dos tipos diferentes de combustible. Por lo tanto, para la palmiculto-ra se propuso usar a) biogás producido a partir de los efluentes del proceso de extracción de aceite crudo, que se puede usar en motores de gas (motores tipo Otto) y b) biomasa sólida (fibra, cuesco y/o raquis del proceso de extracción del aceite crudo) a ser emplea-da en ciclos Rankine; es decir, mediante combustión en calderas de vapor. Para la textilera


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se propuso emplear a) diésel, usando motores tipo Diésel y b) biomasa en ciclos Rankine. Para la industria láctea se propuso emplear a) diésel en motores alternativos tipo diésel y b) gas natural, usando motores alternativos tipo Otto. Tanto para el hotel como para el hospital, se propone emplear motores Diésel y Otto (usando diésel y gas natural, respecti-vamente). Las Figuras 5, 6 y 7 muestran esquemas de las propuestas para la industria de la palma aceitera y para la industria láctea. Estos dos esquemas engloban las posibilidades de las otras empresas seleccionadas para el estudio de prefactibilidad.

El esquema de la Figura 5 muestra que la industria de la palma aceitera puede usar la biomasa sólida residual (principalmente fibra y parte del cuesco o del raquis) para la pro-ducción de vapor sobrecalentado en calderas de vapor. Este vapor se usa para accionar uno o más grupos turbogeneradores, con turbinas de contrapresión. El vapor a la salida de las turbinas tiene presión y temperatura de acuerdo a los requerimientos de los procesos de producción de la planta y es usado directamente. Los cálculos efectuados en la plan-ta seleccionada mostraron que la misma cuenta con suficiente biomasa lignocelulósica para producir energía para autoconsumo y para exportar a la red del Sistema Nacional Interconectado (SNI). Como consecuencia, la empresa puede tener ingresos económicos por venta de energía eléctrica a la red del SNI y, posiblemente, por venta de créditos de carbono. De manera general, los equipos requeridos para implantar este esquema de co-generación, en la planta seleccionada, son:

1) Dos calderas con capacidad de producción de 12,5 t/h de vapor a 3,5 MPa y 4000C.

2) Una planta de tratamiento de agua para uso en las calderas.

3) Tres turbogeneradores con capacidad instalada de 1 MW, o equipos similares, que permitan extraer vapor a 0,3 MPa (en condiciones de saturación), para ser empleado en el proceso de extracción del aceite de palma.

4) Un sistema de control.

5) Sistemas de seguridad.

6) Una subestación tipo abierta de 3,5 MW para exportar la electricidad a la red del SNI.

Figura 5. Layout tentativo de la planta de cogeneración propuesta en la industria de palma aceitera, usando un Ciclo Rankine basado en parte en el proceso de cogeneración actual.

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La Figura 6 muestra la segunda alternativa de cogeneración que se propone adoptar en la industria de la palma aceitera. En este caso, se sugiere emplear los efluentes del pro-ceso de extracción de aceite de palma para producir biogás. Este biogás será empleado para accionar motores tipo Otto (conocidos como motores de gas) que permitirá producir energía eléctrica, mientras que la energía térmica contenida en los gases de escape y en el agua de refrigeración será empleada para producir vapor saturado para uso en el proceso de producción. El análisis efectuado a la planta objeto de estudio mostró que no es posible producir biogás suficiente para operar la planta completa, por lo que se sugiere incluir una caldera de vapor saturado que va a funcionar de forma paralela a los motores de gas.De manera resumida, la planta de cogeneración bajo esta alternativa constará de los siguientes elementos (no se incluyen accesorios y/o equipos auxiliares):

1) Una planta de digestión anaeróbica que usa los efluentes para producir el biogás.

2) Una planta de tratamiento de biogás, con la finalidad de reducir sus efectos corrosivos (básicamente remoción de H2S).

3) Un sistema de transporte del biogás desde la planta de producción hasta la planta de tratamiento (aproximadamente entre 50 a 100 m).

4) Sistema de quemado de biogás (antorchas) para transformar el CH4 en CO2, a ser usado cuando no haya consumo para generación eléctrica (incluyendo casos de emergencia).

5) Dos grupos generadores basados en motores de gas con capacidades de 1.000 kW de generación eléctrica cada uno.

6) Sistema de control.


8) Una subestación tipo abierta, de 4 MW, para exportar la energía eléctrica generada a la red del SNI.

9) Una caldera que produce 3,4 t/h de vapor saturado a 0,3 MPa para ser usado en el proceso junto al vapor residual de las turbinas de vapor.

10) Una planta de tratamiento de agua para la caldera de vapor saturado.

Figura 6 Esquema de la propuesta de cogeneración en la industria de extracción de aceite de palma, usando gas natural pro-ducido a partir de los efluentes de la planta.


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El esquema mostrado en la Figura 7, por otro lado, corresponde a la propuesta de un sistema de trigeneración a ser usado en la industria láctea. Esta propuesta corresponde a una planta en particular, donde las condiciones de espacio y la disponibilidad de algu-nos equipos nuevos hicieron que sea necesario mantener operativa una de las calderas existentes, donde se va a producir parte del vapor saturado requerido para el proceso in-dustrial. Asimismo, en esta planta se ha sugerido mantener operativos dos generadores de diésel existentes (tipo prime), con el objetivo de optimizar recursos. Si bien otras plantas de alimentos pueden ser configuradas de manera diferente y de acuerdo a las necesidades particulares, el esquema se presta para ver que, al igual que cuando se usan motores de gas (Figura 6), el calor residual de los motores tipo diésel puede ser empleado para produ-cir vapor, mediante calderas de recuperación de calor, o para producir frío en sistemas de absorción (chillers).

Figura 7. Esquema que muestra la configuración del sistema de trigeneración a ser usado en la indus-tria de lácteos, usando motores Diésel.

De manera general, los equipos requeridos de acuerdo con esta propuesta y en las condiciones de la planta objeto de estudio, son los siguientes:

1) Dos grupos generadores Diésel de 2 MW cada uno.

2) Un sistema de recolección de gases calientes de todos los motores Diésel (incluyendo los actualmente disponibles).

3) Una o más calderas de recuperación de calor para producir 3 t/h de vapor saturado a 0.8 MPa (8 bar) aprovechando el calor de los gases de escape de los grupos gene-radores.

4) Un sistema de recolección del agua de refrigeración (tuberías de agua caliente).

5) Uno o más chillers de absorción para producir 265 t de frío (930 kW) a partir del calor disponible en el agua de refrigeración.

6) Sistemas de control.


8) Una subestación de tipo abierta de 5,2 MW para exportar la energía eléctrica genera-da a la red del SNI.

CALDERA DERECUPERACIÓN

DE CALOR

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9) Un sistema de integración del vapor generado en la caldera existente (nueva) con el vapor generado en la caldera de recuperación (sistema de tuberías aisladas térmica-mente con válvulas).

10) Una planta de tratamiento de agua para producir vapor y para usarla en el sistema de enfriamiento de los grupos diésel.

En el informe completo del estudio se presentan datos generales de las empresas en análisis, datos de producción, equipos usados, y las dos propuestas de cogeneración, con su diseño y estudio de viabilidad económica y financiera. De acuerdo al análisis financiero realizado, las alternativas viables por presentar un VAN positivo son: las dos alternativas de la palmicultora (biomasa y biogás); la alternativa de la industria láctea que operaría con gas natural; y, las alternativas del hotel y el hospital, que funcionarían con gas natural. La alternativa más rentable es la palmicultora que opera con biogás. En conclusión, son renta-bles las alternativas que funcionan con biomasa, biogás y gas natural (excepto la textilera). Sin embargo, se menciona que el empleo de gas natural está sujeto a disponibilidad futura.

La Tabla 5 presenta los precios de venta de electricidad para que cada alternativa propuesta (tipo de industria con el correspondiente combustible para cogeneración anali-zado) sea viable. Como se observa, todas las alternativas con viabilidad financiera presen-tan un precio de sensibilidad menor a USD 0,11/kWh, en tanto que las alternativas que no tienen viabilidad financiera a ese precio la tienen a precios mayores a USD 0,11/kWh, en las condiciones del estudio realizado.

Tabla 5. Resumen de sensibilidad al precio de venta de la energía

De acuerdo al análisis económico (a nivel de país) realizado, las alternativas viables por presentar un VAN positivo coinciden con las alternativas que presentan valor actual neto positivo desde el punto de vista financiero. Los criterios de evaluación desde el punto de vista país son de apoyar un proyecto que sea viable económicamente, aunque financie-ramente no lo sea (siempre y cuando sea sostenible). En este caso, todos los proyectos que presentan viabilidad económica son viables también desde el punto de vista financiero por lo que, de mantenerse los valores actuales netos positivos en la etapa de estudios de factibilidad, son alternativas que deberían apoyarse a nivel de país; esto es, los proyectos que funcionen con gas natural, biomasa y biogás.


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8. PLAN DE ACCIÓN PARA INCENTIVAR LA COGENERACIÓN/TRIGENERACIÓN EN EL ECUADOR

En el Plan de Acción se plantean tres programas o líneas de acción, cada uno con pro-yectos o actividades específicas, a corto, mediano y largo plazos, que permitan fomen-tar la cogeneración y/o trigeneración en Ecuador. Los objetivos de estos programas son: Identificar los sectores industriales con potencial de cogeneración (Programa 1), Evolución Normativa/Regulatoria (Programa 2); y, Participación del sector Financiero (Programa 3). Con el primer programa se busca contar con la información de línea base para conocer los sectores industriales con mayor potencial de cogeneración/trigeneración en el país. La línea base ha sido establecida en este estudio y sirve de punto de partida. También se incluye en este programa actividades orientadas a la socialización y difusión (hacia todos los actores involucrados) de los resultados de este estudio y las perspectivas que tiene la cogeneración a futuro en nuestro país. Finalmente, se propone la necesidad de fortalecer la relación del Estado (en este caso el MEER y CELEC EP) con los clústeres industriales de mayor potencial a fin de promover el desarrollo de proyectos de cogeneración en dichos sectores.

A fin de mejorar la eficiencia energética del sector industrial y reducir la dependencia en el uso de combustibles fósiles, se es necesario efectuar cambios en el marco normativo del sector energético vigente. Por lo tanto, las actividades planteadas en el Programa 2 buscan establecer “reglas del juego” claras para que la cogeneración sea vista como una opción real para transformar la matriz energética y, a través de ella, se propicie el cambio de la matriz productiva ecuatoriana y se creen condiciones que motiven al sector empre-sarial a incursionar en cogeneración. Entre las actividades propuestas en este programa se destaca el establecimiento de tarifas e incentivos especiales, promover la investigación aplicada en centros de estudio y actualizar la normativa vigente (o crear una específica) para apuntalar la cogeneración.

En el sector financiero, en general, se tiene poco conocimiento especializado sobre proyectos de cogeneración/trigeneración, lo cual hace poco probable que los mismos sean financiados, a pesar de que pueden ser proyectos rentables. Esta rentabilidad se ha podido verificar en la visita a algunos proyectos de cogeneración ya instalados en el país y en los resultados (a nivel de prefactibilidad) de varias alternativas presentadas en este estu-dio. Por lo tanto, el Programa 3 plantea proveer de conceptos y elementos a personal del sector financiero nacional, para que puedan discernir sobre el potencial de proyectos de cogeneración y/o trigeneración presentados y, con estos criterios, decidir cuáles proyectos son susceptibles de crédito o financiamiento. Para ello se proponen actividades enfocadas en la capacitación de personal, otorgamiento de líneas de crédito o financiamiento pre-ferentes, contar con una red de especialistas en cogeneración para el sector financiero y fomentar la creación de empresas de servicios energéticos (ESCO) con el fin de promover la eficiencia energética en general y la cogeneración en particular. La ejecución de este Plan de Acción, que deberá estar en línea con el Plan Nacional de Eficiencia Energética (PLANEE), podrá servir para impulsar definitivamente el sector de la cogeneración/trigene-ración en el Ecuador.

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9. CONCLUSIÓN

Este estudio ha identificado un potencial técnico factible de cogeneración importante en el Ecuador, alrededor de 600 MW, repartido en diferentes segmentos industriales y de servicios, que requiere ser explorado y ejecutado. Un potencial de 600 MW representa, aproximadamente, 10% de la capacidad de generación eléctrica instalada en el Ecuador, valor que está en el rango del aporte actual de la cogeneración en otros países como Alemania y Estados Unidos, por lo que el potencial identificado es significativo respecto a la capacidad de generación eléctrica actual en nuestro país. Este estudio muestra que existen cuatro sectores industriales con alto potencial de implementación de proyectos de cogeneración: alimentos, textil, agroindustria y bebidas, a los que hay que sumar el sec-tor hotelero y hospitalario, igualmente con alto potencial de cogeneración. En el estudio también se ha determinado que en el Ecuador existe un potencial para trigeneración de aproximadamente 200 MW.

Con la finalidad de mostrar las oportunidades de implantar cogeneración a escala industrial, en el estudio también se efectuaron estudios a nivel de prefactibilidad, en cin-co empresas pertenecientes a cinco clústeres industriales diferentes y representativos. Este potencial (de aproximadamente 17 MW) es un importante referente para acometer en el futuro con los correspondientes estudios de factibilidad y la posterior implementación de éstos y otros proyectos de cogeneración/trigeneración en el Ecuador.

Este estudio es un punto de partida para impulsar la cogeneración/trigeneración en el país y aprovechar sus beneficios a la vez que permite identificar los desafíos del Estado para impulsar esta oportunidad de fomento a la eficiencia energética. El impulso dado por el Estado, a través del MEER y CELEC EP, con el apoyo del sector empresarial y la acade-mia, permitirá concebir a la cogeneración y trigeneración como tecnologías asequibles para reducir costos de producción, aminorar los efectos ambientales ocasionados por el consumo energético y fortalecer la competitividad del sector industrial y de la economía en general del Ecuador.


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Equipo de Trabajo

La dirección del trabajo estuvo a cargo de:

Ing. Juan Leonardo Espinoza Abad, PhD. (Profesor Principal de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Cuenca)Ing. Manuel Raúl Peláez Samaniego, PhD. (Profesor Principal de la Facultad de Ciencias Químicas de la Universidad de Cuenca)

Grupo de Apoyo:

Ing. Stalin Vaca, MSc.Ing. Diego Suárez, MBA.Eco. Fernando Maldonado, MSc.Ing. Fernanda OrellanaIng. Jaime AlvaradoIng. Ricardo ÁlvarezIng. Pablo Arias, MSc.Ing. Robinson MachucaIng. Guillermo Pérez, MSc.Ing. Tamara SerranoIng. Rommel VargasIng. Alejandro Parra, MSc.

Administración del Proyecto:

Ing. Diego Idrovo Murillo Ing. Gerardo Cordero Pérez Gerente General UCUENCA EP Gerente de Proyectos UCUENCA EP

Administración del Contrato: Corporación Eléctrica del Ecuador - CELEC EP

Dr. José Jara Alvear Ing. Pablo Rosero Rivera Administrador del Contrato CELEC EP Coordinación MEER

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