Alternativa energética para el biogás producido en planta de aguas servidas Talagante . Evaluación técnica, económica y ambiental

Abstract

La búsqueda de alternativas que permitan usar Energías Renovables No Convencionales (ERNC) ha sido una tendencia clara durante los últimos años en Chile. Si bien es cierto se han establecido metas como por ejemplo llegar al 2020 con un 20% de la matriz energética proveniente de este tipo de recursos, aún faltan incentivos legales y económicos más profundos que permitan equiparar los costos asociados al uso de tecnologías ERNC con sus competidores históricos como lo son las fuentes fósiles. Dentro de la gama de recursos renovables posibles de aprovechar energéticamente como la energía solar, eólica, mareomotriz entre otras, existe una que proviene de la materia orgánica o biomasa, la cual al descomponerse libera un gas llamado “biogás” que tiene propiedades energéticas posibles de aprovechar. El presente trabajo buscó analizar y definir la conveniencia de aprovechar el biogás que se genera como subproducto en una Planta de Tratamiento de Aguas Servidas de la empresa Aguas Andinas S.A. La evaluación de este proyecto considera la instalación de un sistema de aprovechamiento energético del biogás para la producción electricidad. Actualmente se utiliza solo una fracción de biogás para el proceso de biodegradación dentro del digestor. Este debe mantenerse a temperatura constante de 35°C y por tanto se requiere combustionar biogás en una caldera, para producir agua caliente y satisfacer las necesidades energéticas del digestor. El excedente es desperdiciado siendo quemado en una antorcha. Durante la investigación se analizaron distintos escenarios técnicos y económicos, analizando su factibilidad de implementación y los costos-beneficios asociados. En primer lugar, se descarta utilizar el biogás excedente que actualmente se destina a antorcha para generación o cogeneración dado el bajo caudal de combustible y la inexistencia de pequeños equipos de generación. Se opta entonces por analizar usar el 100% del biogás generado mediante cogeneración. El escenario óptimo de venta es el modelo de autoconsumo de energía eléctrica producida, descartando de paso el modelo de venta al mercado spot debido a la infactibilidad técnica y económica. Tan solo se producen 163 KW a capacidad máxima, mientras que para vender en este mercado se requieren potencias superiores a las unidades de MW. En el modelo económico seleccionado de autoconsumo de energía, los beneficios vienen dados por el ahorro de consumo de electricidad, el uso de la red del sistema troncal, y la disminución de la demanda máxima leída en horas punta. Mientras que los costos vienen dados por la inversión en equipos, principalmente el grupo generador y las instalaciones necesarias para su funcionamiento; y los costos de mantención anuales. Finalmente se obtiene la evaluación económica del proyecto, en donde con un monto de inversión 472.328 [USD], una tasa de descuento del 12% y un periodo de evaluación de 8 años, se obtiene que el VAN del proyecto es de 403.419 [USD] con una TIR del 32% y un periodo de payback de 4 años. Los resultados de la evaluación económica son considerando el año 2012 como el periodo cero de inversión. Al analizar el momento óptimo de inversión se concluye que no conviene postergar la inversión. Por último, se descarta la alternativa de optar a la venta de bonos de carbono, por reducción de emisiones de CO2 y desplazamiento de fuentes primarias al dejar de consumir electricidad desde el Sistema Interconectado Central, dado los altos costos de inversión en estudios y certificaciones y el escaso retorno, resultando tener un efecto neto negativo sobre el flujo de caja del proyecto. Con un precio de 10 [USD/tCO2e] el VAN de esta alternativa es de -17.100[USD] por tanto se descarta. El break even sería recién con un precio de venta de 14,75[USD/tCO2e] lo cual dista mucho de las condiciones actuales del mercado de carbono.