Análisis de Factibilidad de Producción de Energía Eléctrica

7/26/2019 Análisis de Factibilidad de Producción de Energía Eléctrica

http://slidepdf.com/reader/full/analisis-de-factibilidad-de-produccion-de-energia-electrica 1/111

UNIVERSIDAD DE TALCA

FACULTAD DE CIENCIAS AGRARIAS

ESCUELA DE AGRONOMIA

Análisis de Factibi lidad de Producción de Energía Eléct rica

a partir de B iomasa

MEMORIA DE TITULO

JUAN PABLO GONZÁLEZ FUSTER



UNIVERSIDAD DE TALCA

FACULTAD DE CIENCIAS AGRARIAS

ESCUELA DE AGRONOMIA

Análisis de Factibi lidad de Producción de Energía Eléct rica

a partir de B iomasa

Por

JUAN PABLO GONZÁLEZ FUSTER

MEMORIA DE TITULO

Presentada a la

Universidad de Talca como

Parte de los requis itos para optar al título de



Autorización para la publicaciónde memorias de Pregrado y tesis de Postgrado

Yo, Juan Pablo González Fuster, cédula de Identidad N° 14.016.970-6

autor de la memoria o tesis que se señala a continuación, autorizo a la Universidadde Talca para publicar en forma total o parcial, tanto en formato papel y/oelectrónico, copias de mi trabajo.

Esta autorización se otorga en el marco de la ley Nº 17.336 sobre PropiedadIntelectual, con carácter gratuito y no exclusivo para la Universidad.

Título de lamemoria o tesis:

Análisis de Factibil idad de Producción deEnergía Eléctrica a partir de Biomasa.

UnidadAcadémica: Facultad de Ciencias Agrarias, Escuela de

Agronomía.Carrera oPrograma: Agronomía

Título y/o gradoal que se opta: Ingeniero Agrónomo

Nota decalificación 6,2



RESUMEN

La creciente demanda de energía eléctrica y las limitaciones para la generación de ésta por

la reducción de los envíos de gas natural por parte de Argentina, hacen necesario explorar

nuevas fuentes energéticas destinadas a diversificar la matriz energética nacional. Es por esto

último, que este proyecto tiene la finalidad de ofrecer un par de propuestas a partir de la

utilización de fuentes de energías renovables como lo es la biomasa (biogás).

Para lograr los objetivos propuestos se debió calcular la disponibilidad de materias primas

para la producción de biogás, en donde se logro determinar que la zona con mayor factibilidad

de implementar una planta de biogás es la región del Bio-Bío. Para la evaluación del proyecto

se consideró prudente presentar dos propuestas de plantas generadoras, las cuales presentan

diferentes dimensiones para su análisis técnico y económico.

La factibilidad de utilización de biogás se estudia en la evaluación de dos propuestas. La

primera es la implementación de una planta generadora de energía eléctrica a partir de biogás

con una potencia instalada de 500 kW. La segunda propuesta es una planta de mayor tamaño

en relación a la anterior, cuenta con una potencia instalada de 1.5 MW. Estas centrales

generadoras están orientadas para ser llevadas a cabo por una granja agropecuaria de gran

tamaño o por una agrupación de pequeñas granjas respectivamente.

A partir del análisis de estas propuestas, es posible determinar la viabilidad positiva de las

plantas de biogás producto de la existencia de las materias primas requeridas. De igual forma la

implementación de estas centrales de biogás son una alternativa rentable para solucionar el

problema que presenta el metano como agente causante del efecto invernadero y el reciclaje de

los desechos agropecuarios.

La rentabilidad es de 16% con una inversión de $ 1.690.563.260 para el proyecto de 500

kW de potencia eléctrica instalada y de 57% con una inversión de 4.775.094.899 para el

proyecto de 1.5 MW de potencia. La rentabilidad para las dos alternativas mejora con un buen

plan de financiamiento, esencial para asegurar el retorno de la inversión requerida por los



ABSTRACT

The increasing demand of electrical energy and the limitations for the generation of this by

the reduction of the natural gas shipments on the part of Argentina, do necessary to explore new

power sources destined to diversify the national power matrix. It is for the above mentioned, that

this project has the purpose of offering a pair of proposals from the use of renewable power

plants as it being the biomass (biogas).

In order to obtain the proposed objectives the availability of raw materials for the productionof biogas was due to calculate, in where profit to determine that the zone with greater feasibility

to implement a plant of biogas is the region of the Bio-Bío. For the evaluation of the project it

was considered prudent to present two proposals of generating plants, which present different

dimensions for their technical and economic analysis.

The feasibility of utilization of biogas is studies in the evaluation of two proposals. The first isthe implementation of a generating plant of electrical energy from biogas with an installed power

of 500 kW. The second proposal is a plant of greater size in relation to the previous, counts on

an installed power of 1,5 MW. These generating power stations are oriented to be carried out by

a farming farm of great size or by a grouping of small farms respectively.

From the analysis of these proposals, product of the existence of the required raw materials

is possible to determine the positive viability of the plants of biogas. Similarly the implementation

of these power stations of biogas is a profitable alternative to solve the problem that presents the

methane like agent cause of the effect conservatory and the recycling of the farming remainders.

The profitability is of 16% with an investment of $ 1.690.563.260 for the project of 500 kW of

installed electrical power and 57% with an investment of 4.775.094.899 for the project of 1,5 MW

of power. The profitability for the two alternative improvement with a good plan of financing,

essential to assure the return the investment required by the shareholders that correspond to a

12%. In addition the risk analysis indicates that the project supports an increase in the direct

costs of production, maintaining to the project with their character of high profitability.



INDICE

Pág.

1 INTRODUCCIÓN 1

1.1 Objetivo general 2

1.2 Objetivos específicos 2

2 REVISION BIBLIOGRAFICA 3

2.1 Concepto de Energías Renovables no Convencionales (ERNC) 3

2.2 Concepto de biomasa 4

2.2.1 Ventajas de la utilización de la biomasa 52.2.2 Desventajas de la utilización de la biomasa 6

2.3 Generación de energía a partir de biomasa 6

2.3.1 Energía eléctrica 8

2.3.2 Energía térmica 8

2.3.3 Biogás 8

2.4 Tecnologías para generar energía a partir de biomasa 102.4.1 Biodigestores 10

2.4.2 Reactor o Gasógeno 11

2.5 Utilización de la biomasa a nivel internacional 12

2.6 Características del sistema energético nacional 14

2.7 Utilización de las E.R.N.C. en Chile 16

2.7.1 Incentivos para el desarrollo de las E.R.N.C. en Chile 17

2.7.2 Limitaciones para el desarrollo de las E.R.N.C. en Chile 19

2.8 Utilización de la biomasa en Chile 20

2.9 Factibilidad de implementación de cultivos energéticos en Chile 22

2.9.1 Posibilidades de los cultivos energéticos 23



3.2.1 Mercado de la energía eléctrica en Chile 26

3.2.2 Mercado de las materias primas 26

3.2.3 Tamaño del proyecto 263.2.4 Localización del proyecto 26

3.2.5 Estudio técnico 27

3.2.6 Inversión y financiamiento 27

3.2.7 Determinación de los ingresos 28

3.2.8 Determinación de los costos 28

3.2.9 Evaluación económica 283.2.10 Análisis de sensibilidad 28

4 PRESENTACIÓN Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS 29

4.1 Estudio de mercado 29

4.1.1 Mercado de la energía eléctrica en Chile 29

4.1.2 Disponibilidad de materias primas 33

4.1.3 Mercado de las materias primas 38

4.2 Tamaño del proyecto 41

4.3 Localización del proyecto 41

4.4 Estudio técnico 42

4.4.1 Procesos tecnológicos de la producción 42

4.4.2 Propuesta técnica planta 500 kW 46

4.4.2.1 Equipos contemplados en el proyecto 47

4.4.2.2 Proceso de producción 47

4.4.2.3 Calendarización de la producción y requerimiento de materia prima 49

4.4.3 Propuesta técnica planta 1,5 MW 49

4.4.3.1 Equipos contemplados en el proyecto 51

4.4.3.2 Proceso de producción 52

4.4.3.3 Calendarización de la producción y requerimiento de materia prima 52

4.5 Estudio financiero 53

4.5.1 Propuesta financiera planta 500 kW 56

4 5 1 1 Inversiones del proyecto 56



4.5.1.7 Análisis de sensibilidad 59

4.5.2 Propuesta financiera planta 1.5 MW 62

4.5.2.1 Inversiones del proyecto 624.5.2.2 Costos indirectos 63

4.5.2.3 Costos directos 63

4.5.2.4 Ingresos 64

4.5.2.5 Flujo de fondos y evaluación económica 65

4.5.2.6 Fuentes y flujos de fondos 65

4.5.2.7 Análisis de sensibilidad 66

5 CONCLUSIONES 69

6 BIBLIOGRAFIA 72

ANEXOS

ÍNDICE DE CUADROS

Pág.

Cuadro 2.1: Composición del Biogás. 10

Cuadro 4.1: Unidades generadoras Sistema Interconectado Central. 29

Cuadro 4.2: Unidades generadoras Sistema Interconectado del Norte Grande 30

Cuadro 4.3: Unidades generadoras Sistema de Aysen 30

Cuadro 4.4: Unidades generadoras Sistema de Magallanes 30

Cuadro 4.5: Variación de la superficie y rendimientos de cultivos anuales en la VIII región. 35

Cuadro 4.6: Cultivos anuales esenciales. 36

Cuadro 4.7: Variación de la existencia de ganado bovino. 37

Cuadro 4.8: Variación de la existencia de ganado bovino en explotaciones con rebaños

de 50 cabezas y más. 40

Cuadro 4 9: Explotaciones con actividad agrícola como única fuente de ingresos (2005) 40



Cuadro 4.15: Calendario de producción y requerimiento de materia prima planta 500 kW. 49

Cuadro 4.16: Potencial técnico planta 1.5 MW. 51

Cuadro 4.17: Listado de equipos contemplados en el proyecto planta 1.5 MW. 51Cuadro 4.18: Estimación costos directos por retención planta 1.5 MW. 52

Cuadro 4.19: Calendario de producción y requerimiento de materia prima planta 1.5 MW. 53

Cuadro 4.20: Ingresos por ventas anuales propuesta 500 kW. 58

Cuadro 4.21: Evaluación según situación actual propuesta 500 kW. 59

Cuadro 4.22: Fuentes y usos de fondos propuesta 500 kW (financiamiento 25%). 59

Cuadro 4.23: Fuentes y usos de fondos propuesta 500 kW (financiamiento 50%). 59Cuadro 4.24: Sensibilización al precio de venta de la energía eléctrica propuesta 500 kW. 60

Cuadro 4.25: Sensibilización al financiamiento propuesta 500 kW. 61

Cuadro 4.26: Sensibilización a los costos directos de producción propuesta 500 kW. 62

Cuadro 4.27: Ingresos por ventas anuales propuesta 1.5 MW. 64

Cuadro 4.28: Evaluación según situación actual propuesta 1.5 MW. 65

Cuadro 4.29: Fuentes y usos de fondos propuesta 1.5 MW (financiamiento 25%). 65

Cuadro 4.30: Fuentes y usos de fondos propuesta 1.5 MW (financiamiento 50%). 65

Cuadro 4.31: Sensibilización al precio de venta de la energía eléctrica propuesta 1.5 MW. 66

Cuadro 4.32: Sensibilización al financiamiento propuesta 1.5 MW. 67

Cuadro 4.33: Sensibilización a los costos directos de producción propuesta 1.5 MW. 68

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 2.1: Diagrama de proceso de gasificación simplificado. 12

Figura 2.2: Capacidad instalada de generación eléctrica por sistema (2005). 15

Figura 2.3: Relación entre generación hidrotérmica y costos marginales en el SIC. 16

Figura 4.1: Diagrama de flujo de producción de electricidad proveniente de biogás. 42

Figura 4.2: Diagrama de bloques de una planta de biogás. 43

Figura 4.3: Eficiencia eléctrica en motores CHP. 48



ÍNDICE DE GRÁFICOS

Pág.

Gráfico 4.1: Crecimiento de la demanda neta anual de energía eléctrica 1985-2006. 31

Gráfico 4.2: Sensibilidad al precio de venta de la energía eléctrica propuesta 500 kW. 60

Gráfico 4.3: Sensibilidad al financiamiento propuesta 500 kW. 61

Gráfico 4.4: Sensibilidad a los costos directos de producción propuesta 500 kW. 62Gráfico 4.5: sensibilidad al precio de venta de la energía eléctrica propuesta 1.5 MW. 66

Gráfico 4.6: Sensibilidad al financiamiento propuesta 1.5 MW. 67

Gráfico 4.7: Sensibilidad a los costos directos de producción propuesta 1.5 MW. 68

ÍNDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 4.1: Número de explotaciones sembradas con maíz para silo, según tipo de

productor. 39

Tabla 4.2: Superficie sembrada con maíz para silo, según tipo de productor. 39

Tabla 4.3: Ley alemana de energía renovable. 54



1 INTRODUCCION

Los altos valores del petróleo, la escasez de otras fuentes de energía y los problemas del

medio ambiente -como el recalentamiento global y las prohibiciones del Protocolo de Kyoto de

las emisiones de dióxido de carbono- despiertan cada vez más, la idea de invertir en la

sustitución de los combustibles fósiles por la bioenergía renovable (Nuestra Tierra, 2006).

En este contexto, debido al problema energético que experimenta nuestro país resulta

prioritario apuntar a la diversificación de la matriz energética nacional con la participación de las

energías renovables no convencionales. Es por esto que organismos del gobierno como la

CORFO y la Comisión Nacional de Energía (CNE) están subsidiando desde el año 2005

proyectos de energía de pequeño tamaño, a partir de fuentes renovables no convencionales.

Es preciso señalar que la Ley Eléctrica, que comenzó a regir en marzo de 2004, establece

incentivos para la incorporación de pequeñas centrales de energía no convencional propiciando

un escenario favorable para la promoción e inversión de este tipo de proyectos.

Dado que Chile importa más del 70% de la energía que consume, las energías renovables

no convencionales no solo proveen una alternativa ambientalmente sustentable, sino que

aseguran un mayor grado de independencia energética y ayudan a hacer frente al impacto de

las variaciones de los precios internacionales de algunos de los insumos de su matriz (Nuestra

Tierra, 2006).

Una de estas fuentes de energía renovable no convencionales es la Biomasa, la cual puede

provenir desde un ecosistema natural, como residuos de las explotaciones agropecuarias y

forestales o desde la producción de los llamados cultivos energéticos.

La biomasa es una fuente de energía fácil de obtener localmente y capaz de generar

electricidad, calor y potencia a partir de combustibles líquidos, gaseosos o sólidos, que pueden

contribuir a sustituir los combustibles fósiles. Su uso puede beneficiar al desarrollo económico

local y reducción de la pobreza, sobre todo en las zonas rurales (Vacarezza, 2005).



materias primas agropecuarias, área de investigación muy poco explorada en nuestro país

salvo la explotación de algunos rellenos sanitarios por el grupo Urbaser Kiasa. Dado lo anterior

la presente Memoria se plantea como hipótesis que la utilización de biomasa como fuente

generadora de energía eléctrica, es una alternativa económicamente viable para diversificar la

matriz energética de Chile.

El objetivo general de la presente Memoria es estudiar la factibilidad técnico-económica de

producir energía eléctrica a partir de biomasa. Los objetivos específicos son:

1. Determinar la factibilidad técnica de producir energía eléctrica a partir de biomasa.

2. Estimar la factibilidad económica de producir energía eléctrica a partir de biomasa.

3. Determinar la disponibilidad de materias primas para la producción de biogás en Chile.



2 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA

2.1 Concepto de energías renovables no convencionales (ERNC)

Las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de transformación y

aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana. Entre

estas fuentes de energías están: la hidráulica, la solar, la eólica y la de los océanos. Además,

dependiendo de su forma de explotación, también pueden ser catalogadas como renovables la

energía proveniente de la biomasa y la energía geotérmica (Ruz, 2004).

Las energías renovables suelen clasificarse en convencionales y no convencionales, según

sea el grado de desarrollo de las tecnologías para su aprovechamiento y la penetración en los

mercados energéticos que presenten. Dentro de las convencionales, la más difundida es la

hidráulica a gran escala (CNE, 2006).

Como energías renovables no convencionales (ERNC) se consideran la eólica, la solar, la

geotérmica y la de los océanos. Además, existe una amplia gama de procesos de

aprovechamiento de la energía de la biomasa que pueden ser catalogados como ERNC. Deigual manera, el aprovechamiento de la energía hidráulica en pequeñas escalas se suele

clasificar en esta categoría.

Al ser autónomas y, dependiendo de su forma de aprovechamiento, generar impactos

ambientales significativamente inferiores que las fuentes convencionales de energía, las ERNC

pueden contribuir a los objetivos de seguridad de suministro y sustentabilidad ambiental de laspolíticas energéticas. La magnitud de dicha contribución y la viabilidad económica de su

implantación, depende de las particularidades en cada país de elementos tales como el

potencial explotable de los recursos renovables, su localización geográfica y las características

de los mercados energéticos en los cuales competirían (CNE, 2006).



2.2 Concepto de biomasa

El término biomasa hace referencia a toda la materia que puede obtenerse a través de

fotosíntesis. La mayoría de las especies vegetales utilizan la energía solar para generar

azúcares del agua y del dióxido de carbono y la almacenan en forma de moléculas de glucosa y

almidón, oleaginosas, celulosas y lignocelulosas. La biomasa aparece como un recurso

energético atractivo por varias razones fundamentales:

• Es un recurso renovable que podría ser desarrollado sosteniblemente en el futuro.

• Posee formidables características desde el punto de vista medioambiental, ya que

reduce el número de contaminantes en la atmósfera.

• Puede tener un potencial económico significativo frente al incremento del precio de los

combustibles fósiles.

• Es fácil de almacenar, al contrario de lo que ocurre con las energías eólica y solar.

Frente a los argumentos positivos a favor del uso de la biomasa, existen problemas que

habrá que valorar en cada caso. Uno de los argumentos negativos es el de que opera con

enormes volúmenes, que hacen su transporte caro y obligan a una utilización local y sobre todo

rural. Su rendimiento, expresado en relación con la energía solar incidente sobre las mismas

superficies, es muy débil (0,5% a 4%, contra 10% a 30% para las pilas solares fotovoltaicas).

La gran variedad de biomasa existente unida al desarrollo de distintas tecnologías de

transformación de ésta en energía (Combustión directa, Pirólisis, Gasificación, Fermentación,

Digestión anaeróbica) permiten plantear una gran cantidad de posibles aplicaciones entre las

que destacan:

• Producción de Energía Térmica: Aprovechamiento convencional de la

biomasa natural y residual.

• Producción de Energía Eléctrica: Obtenida minoritariamente a partir de

biomasa residual (restos de cosecha y poda) y principalmente a partir de



• Producción de Biocombustibles: Existe la posibilidad, ya legislada, de

alimentar los motores de gasolina con bioalcoholes (obtenidos a partir deRemolacha, Maíz, Sorgo dulce, Caña de azúcar, Papa) y los motores diesel

con bioaceites (obtenidos a partir de Raps, Girasol, Soja).

2.2.1 Ventajas de la uti lización de la biomasa

Las ventajas del uso de la biomasa en sustitución de los actuales combustibles fósiles son

muchas y con un valor añadido muy importante pero difícil de evaluar económicamente:

1. Se utiliza un recurso renovable en periodos cortos de tiempo.

2. Canaliza los excedentes agrícolas alimentarios.

3. Permite la reutilización de tierras de retirada.

4. Ausencia de emisión de azufres e hidrocarburos policíclicos altamentecontaminantes.

5. Obtención de productos biodegradables.

6. Permite, en general, un incremento de la actividad agrícola y económica.

7. Permite la introducción de cultivos de gran valor rotacional frente a los monocultivos de

cereales.

Ventajas de la combustión de biomasa

Medioambientales

• Balance neutro en emisiones de CO2. Realizada en las condiciones adecuadas, la

combustión de biomasa produce agua y CO2, pero la cantidad emitida de este gas

(principal responsable del efecto invernadero), fue captada previamente por las

plantas durante su crecimiento. Es decir, el CO2 de la biomasa viva forma parte de

un flujo de circulación natural entre la atmósfera y la vegetación, por lo que no

supone un incremento del gas en la atmósfera (siempre que la vegetación se



Socioeconómicas

• Disminuye la dependencia externa del abastecimiento de combustibles.

• Favorece el desarrollo del mundo rural y supone una oportunidad para el sector

agrícola, ya que permite sembrar cultivos energéticos en sustitución de otros

excedentarios.

• Abre oportunidades de negocio a la industria, favorece la investigación y el

desarrollo tecnológico e incrementa la competitividad comercial de los productos.

2.2.2 Desventajas de la uti lización de la biomasa

Los inconvenientes son menos, pero de mayor peso económico directo, lo que limita el

desarrollo de estas fuentes de energía renovables:

1. Mayor costo de producción, comparada con la energía proveniente de los combustiblesfósiles.

2. Menor rendimiento en el poder calorífico de los combustibles derivados de la biomasa

respecto de los combustibles fósiles.

3. Para conseguir un buen aporte energético se necesita gran cantidad de biomasa, por lo

tanto ocupar grandes extensiones de tierra en el caso del cultivo energético.

2.3 Generación de energía a parti r de biomasa

De acuerdo a Tecnun (2005), la generación de energía a partir de biomasa se puede

clasificar en métodos termoquímicos y métodos biológicos:

Métodos termoquímicos

Estos métodos se basan en la utilización del calor como fuente de transformación de la

biomasa Están bien adaptados al caso de la biomasa seca y en particular a los de la paja y



La pirólisis: Es la combustión incompleta de la biomasa en ausencia de oxígeno, a unos

500 ºC, se utiliza desde hace mucho tiempo para producir carbón vegetal. Aparte de esté, la

pirólisis lleva a la liberación de un gas pobre, mezcla de monóxido y dióxido de carbono, dehidrógeno y de hidrocarburos ligeros. Este gas de débil poder calorífico, puede servir para

accionar motores diesel, o para producir electricidad, o para mover vehículos. Una variante de

la pirólisis, llamada pirólisis flash que se lleva a cabo a 1000ºC en menos de un segundo, tiene

la ventaja de asegurar una gasificación casi total de la biomasa. De todas formas, la

gasificación total puede obtenerse mediante una oxidación parcial de los productos no

gaseosos de la pirólisis. Las instalaciones en las que se realizan la pirólisis y la gasificación dela biomasa reciben el nombre de gasógenos. El gas pobre producido puede utilizarse

directamente como se indica antes, o bien servir de base para la síntesis de un alcohol muy

importante, el metanol, que podría sustituir las gasolinas para la alimentación de los motores de

explosión (carburol).

Métodos biológicos

La fermentación alcohólica: Es una técnica empleada desde muy antiguo con los

azúcares, que puede utilizarse también con la celulosa y el almidón, a condición de realizar una

hidrólisis previa (en medio ácido) de estas dos sustancias. Pero la destilación, que permite

obtener alcohol etílico prácticamente anhídrido, es una operación muy costosa en energía. En

estas condiciones, la transformación de la biomasa en etanol y después la utilización de este

alcohol en motores de explosión, tiene un balance energético global dudoso. A pesar de esta

reserva, ciertos países (Brasil, E.U.A.) tienen importantes proyectos de producción de etanol a

partir de biomasa con un objetivo energético (propulsión de vehículos); cuando el alcohol va

mezclado con gasolina, el carburante recibe el nombre de gasohol).

La fermentación metánica: Es la digestión anaerobia de la biomasa por bacterias. Esidónea para la transformación de la biomasa húmeda (más del 75 % de humedad relativa). En

los fermentadores, o digestores, la celulosa es esencialmente la sustancia que se degrada en

un gas, que contiene alrededor de 60 % de metano y 40 % de gas carbónico. El problema

principal consiste en la necesidad de calentar el equipo para mantenerlo a la temperatura



2.3.1 Energía eléctrica

La generación de energía eléctrica a partir de la biomasa puede provenir de variadosmétodos ya sean termoquímicos o biológicos. Las tecnologías más empleadas en el mundo

para generar electricidad son la Combustión, la Pirólisis y la Fermentación Metánica. A través

de estos procesos mencionados anteriormente se puede generar energía eléctrica desde vapor

a alta presión, gas pobre y biogás respectivamente.

La conversión de estas energías secundarias en energías terciarias se detallara acontinuación. Para generar electricidad a partir de la combustión, la conversión es 1 tonelada de

biomasa genera 5,5 toneladas de vapor de alta presión 92 bar á una temperatura de 542ºC. La

conversión de biomasa en energía eléctrica por medio de Pirólisis es de 1,2 a 1,5 kg. de

biomasa por kWh generado. Finalmente la conversión por utilización de biogás es 1 metro

cúbico de biogás genera 2,765 kW/h de electricidad.

2.3.2 Energía térmica

La generación de energía térmica se obtiene por medio de la utilización de métodos directos

como la combustión de la biomasa en calderas o mediante métodos indirectos como la

combustión de biogás u otros biocombustibles. Esta energía térmica puede ser transmitida por

medio de la utilización de tuberías en forma de vapor o bien en forma de calor circulante a

diferentes instalaciones o redes domiciliarias, proporcionando de calefacción central a las

viviendas.

Otra forma de utilización de la energía térmica es a nivel industrial. Aquí se utiliza para el

secado de las maderas en los aserraderos. También es utilizada en los biodigestores para

mantener la temperatura estable en 35ºC que es lo requerido para que las bacterias tengan las

condiciones óptimas para degradar la biomasa.

2.3.3 Biogás

Biogás se refiere a la producción de gas metano mediante la digestión anaerobia de los



carbono. El proceso es una suma de reacciones bioquímicas provocadas por el cultivo de una

mezcla de bacterias (Becerra, 2004).

La descomposición se produce en dos fases:

• Fase de licuación

• Fase de gasificación

La primera fase la producen principalmente saprófitos, la mayoría de los cuales son

bacterias que se multiplican rápidamente y no son tan sensibles a los cambios de temperatura.

En la segunda fase las bacterias transforman casi todo el material carbónico en ácidos volátiles

y agua con la ayuda de enzimas intracelulares (metano y en dióxido de carbono).

Las bacterias que forman metano son estrictamente anaerobias, tienen un bajo porcentaje

de reproducción, y son sumamente sensibles a los cambios de temperatura y de pH. En

ausencia de bacterias metanógenas, solamente se produce el fenómeno de licuación de los

excrementos, que los hace a veces más repulsivos que en su estado original, en cambio si en

ciertas condiciones la licuación se produce más rápidamente que la gasificación, la resultante

acumulación de ácidos inhibe todavía más las bacterias metanógenas y el proceso de digestión

funciona mal. Por consiguiente ambos tipos de bacterias tienen que estar debidamente

equilibradas.

Las condiciones óptimas para las bacterias gasificantes lo son también satisfactorias paralas bacterias licuantes. Las biomasas licuadas en el digestor se llaman sobrenadantes, mientras

que los sólidos estabilizados se llaman lodos digeridos. Ambos materiales tienen que extraerse

a intervalos regulares del digestor, con objeto de evitar la inhibición del proceso anaerobio.

El proceso de digestión anaerobia se efectúa en un tanque hermético dentro del cual se

regulan los factores ambientales y se dispone del espacio necesario para los sólidos y líquidos ypara los gases que se generan.

Todo digestor bien proyectado debe tener tuberías de muestreo de por lo menos 7,5 cm de

diámetro, tanto para el sobrenadante como para los lodos. Deben estar provistos de un



Cuadro 2.1: Composición del Biogás

COMPOSICIÓN DEL BIOGAS

metano (ch4) 55 a 70 %

dióxido de carbono (co2) 30 a 40 %

hidrógeno 1 a 3 %

gases diversos 1 a 5 %

Fuente: Becerra 2004

2.4 Tecnologías para generar energía a parti r de biomasa

Existe una amplia variedad de tecnologías para generar energía desde la biomasa, entre

ellas destacan algunas tan sencillas como la producción de energía térmica por combustión

directa en calderas y otras más complejas como la producción de biogás en los biodigestores. A

continuación se explicara el funcionamiento de las tecnologías más utilizadas a nivel mundial

para generar energía a partir de la biomasa.

2.4.1 Biodigestores

El biodigestor es un dispositivo que permite llevar a cabo la degradación anaerobiacontrolada de residuos orgánicos para obtener biogás y otros productos útiles como es el caso

del compost. El dispositivo más simple de este tipo esta formado por un recipiente cerrado, de

base cónica saliente, dotado con un conducto lateral para la entrada de los residuos, otro

superior de escape del gas y un tercero inferior para evacuar los demás productos de la

digestión (digestor discontinuo).

Los digestores mas perfeccionados disponen de un agitador y de un calefactor que regulan

la homogeneidad y la temperatura del proceso (digestor de mezcla completa), y de otros

sistemas para enriquecer la flora bacteriana (digestores de contacto y de filtro anaerobio). Una

instalación básica comprende el sistema de almacenamiento y alimentación, el digestor y los



La construcción de biodigestores conlleva también una serie de inconvenientes:

• Su ubicación debe estar próxima a la zona donde se recoge el sustrato departida y a la zona de consumo, tanto para acumular los desechos orgánicos

como para abaratar los costes que supone la canalización del sistema.

• La temperatura debe ser constante y cercana a los 35° C, lo que puede

encarecer el proceso de obtención en climas fríos.

• Puede generar como subproducto sulfuro de hidrógeno, un gas tóxico y

corrosivo que puede además reducir la capacidad calorífica del biogás,encareciendo el proceso por la necesidad de depurarlo.

• Puede haber posibles riesgos de explosión, en caso de no cumplirse las

normas de seguridad para gases combustibles.

2.4.2 Reactor o gasógeno

Según Costa (2000), el funcionamiento del reactor es simple. La etapa más importante es la

de generación o producción de gas en el reactor, donde la leña cortada en tamaño no superior a

1” x 1” x 2”, es introducida a través de la parte superior del reactor, iniciando su proceso de

gasificación cuando la temperatura de ésta alcanza valores superiores a 500 ºC. Una vez que

se ha completado el proceso de pirólisis, la leña se transforma en carbón, bajando por gravedad

a la zona inferior del reactor, donde inicia su combustión alimentada por la entrada controlada

de aire a través de boquillas distribuidas alrededor de ésta. Este proceso es continuo en la

medida que se mantiene una alimentación regular de leña.

La circulación de los gases producidos en el reactor se inicia en la zona superior del reactor

y pasa a través del carbón que está en combustión en la zona inferior. Aquí se distinguen dos

fases: gasificación o fase de oxidación, donde se produce principalmente dióxido de carbono y

agua, y combustión o fase de reducción, donde los gases oxidados se transformanquímicamente en monóxido de carbono (20%), hidrógeno (20%), dióxido de carbono (12%),

metano (3%), y el resto en nitrógeno. Estos gases constituyen el combustible que alimenta a los

motores de combustión interna tipo diesel. La entrada de aire al sistema es a través de la tapa

i d l t l ti bi t d t l ió l b ill d i



Las etapas siguientes del proceso son las de intercambio de calor entre el gas y la leña

fresca que entra al gasificador, de enfriamiento de los gases, de filtrado, producción de energía

mecánica y finalmente producción de energía eléctrica. (Figura 2.1)

Figura 2.1: Diagrama de proceso de gasificación simpl ificado

Fuente: Costa, 2000

Un ejemplo de esta tecnología implementada en nuestro país es la instalación de un

reactor en el sector de Matahue, isla Batachauques en Chiloé. Este proyecto fue ejecutado

dentro del programa de Reducción de Gases de Efecto Invernadero por la Comisión Nacional

de Energía (CNE) con el apoyo del Programa de las Naciones Unidas para el desarrollo (PNUD)y el financiamiento del Global Environmental Facility (GEF).

2.5 Utilización de la biomasa a nivel internacional



Así, en Australia, el gobierno ha destinado del orden de US$ 230 millones para apoyar el

desarrollo, uso y comercialización de tecnologías para energías renovables y el desarrollo de la

industria relacionada. Además, dictaron el Mandatory Renewable Energy Target que estableceque al año 2010 los grandes generadores deberán contribuir con 9.500 GWh de energías

renovables al sistema eléctrico para continuar aumentando el aporte hasta el año 2020. Esto

equivale a satisfacer las necesidades energéticas de una ciudad de 4 millones de personas

(Vildósola, 2005).

En la Unión Europea la legislación establece que en 2008 su balance energético deberá

contar con 5.75% de biocombustibles. A partir de ahí y por su compromiso medioambiental, los

países crean, como en Suecia, sus propios sistemas de generación energética a partir de las

fecas animales y de restos vegetales. También en Europa otro ejemplo es la utilización de

biomasa para generar energía eléctrica, ya sea su origen de desechos agrícolas o cultivos

destinados ha generación de energía. Entre estos países se encuentran Alemania, Austria,

España, entre otros.

Brasil descubrió en el bioetanol la fórmula para utilizar el bagazo (los restos de la caña de

azúcar), de paso da un subsidio indirecto para transformar al país en el primer productor

azucarero mundial y, más encima, elaborar un combustible limpio. Hoy es el principal productor

del mundo de este alcohol, que se utiliza solo o adicionado a la gasolina, como combustible de

vehículos. Los excedentes los exporta, convirtiéndolos en una fuente alternativa de ingreso de

divisas. En 2003 sus exportaciones de alcohol producido a partir de caña de azúcar fueron del

orden de los 800 millos de litros, y esperaban vender 2,5 veces esa cantidad en 2004.

Ahora incursionan en desarrollar biodiésel, a partir de cultivos como el ricino, el cual será

autorizado como aditivo al combustible diésel petrolero. Este nuevo programa busca no sólo

reducir importaciones y menor impacto ambiental, sino también generar miles de empleos y

favorecer la agricultura familiar en áreas pobres (Vildósola, 2005).

Otro caso digno de destacar es el caso de la ciudad sueca de Vaxjo, la que adoptó la

decisión política de no utilizar combustibles fósiles y declararse libre de ellos. Se comprometió a

reducir las emisiones de CO2 en un 50% al 2010 comparado con 1993 (Gardmark 2005; citado



En Cuba la principal fuente de energía renovable es la biomasa, ya que no existen grandes

ríos, ni zonas con altas velocidades del viento. Si bien el mayor potencial energético lo tiene la

biomasa cañera, destacan también los desechos forestales, plantaciones energéticas endesarrollo y residuos agroindustriales (cáscara de arroz).

2.6 Características del sis tema energético de Chile

El sector energético nacional constituye un elemento indispensable para el desarrolloeconómico y social del país. El fuerte ritmo de crecimiento del país en los últimos años y el

paulatino cambio de la estructura productiva y de servicios hacia actividades más intensivas de

consumo de energía ha originado un aumento en la demanda de ésta.

Chile ha sufrido en los últimos años dos crisis de abastecimiento de los insumos principales

de generación eléctrica. La primera acontecida en los años 1997 a 1999 producto de una

sequía extrema y prolongada, la que implicó una drástica disminución en la capacidad de

generación hidroeléctrica. El segundo episodio se encuentra en pleno desarrollo desde el año

2004 y corresponde a la imposición de restricciones por el Gobierno argentino a las

exportaciones de gas natural a Chile. Estas restricciones, que continuaron durante el 2005,

afectan de manera grave al suministro requerido en Chile, país que importa desde Argentina la

totalidad del gas natural utilizado en generación mediante plantas de ciclo combinado.

Finalmente, dado el escenario anterior, Chile enfrenta el desafío de cómo diversificar su

matriz energética, a manera de mejorar la sustentabilidad y seguridad del suministro eléctrico,

ya sea con recursos propios o importados de amplia disposición. Para estos efectos, se formuló

recientemente un proyecto de cambios legales que introduce una modificación sustancial del

modelo tarifario a consumidores regulados (Moreno, 2005).

Actualmente, las empresas de generación, transmisión y distribución, se emplazan

geográficamente en el territorio nacional en cuatro sistemas eléctricos, los cuales de norte a sur

son: el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), Sistema Interconectado Central (SIC),

Si t d A é fi l t l Si t d M ll i d l SING l SIC l á



Figura 2.2: Capacidad instalada de generación eléctrica por sistema: 2005

Fuente: CNE, 2006

En los últimos 10 años se ha ampliado la matriz energética de nuestro país, introduciendo el

gás natural proveniente desde Argentina. Esto significa que la matriz energética siguiera

dependiendo de las importaciones desde el exterior. Hoy cerca del 38% de la matriz eléctrica

primaria depende del petróleo, cerca del 20% del agua y otro 20% del gás natural.

Producto de las características de la matriz energética de cada sistema eléctrico, la

evolución de los precios de la energía responde a diferentes componentes. En el SIC, el

sistema de precios para la energía se basa en una operación a mínimo costo de un sistemahidrotérmico con un embalse con capacidad de regulación interanual. El SING en cambio es un

sistema térmico en donde se utiliza predominantemente gas natural, carbón y diesel (Moreno,

2005).

El precio spot, o costo marginal de corto plazo, representa el costo instantáneo incurrido por

el sistema eléctrico para satisfacer una unidad adicional de consumo (1 MWh), el cual puedecorresponder al costo variable de la central térmica más cara que se encuentra operando con

capacidad disponible o al costo asociado a la generación de un embalse (valor del agua). Este

precio es calculado por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) en base a una

operación a mínimo costo y sensible a las variaciones en la demanda así como a las

Conven-cional

ERNC

Fuentes Convencionales v/s ERNC, MWFuente SIC SING MAG Aysén Total

Hidráulica > 20 MW 4.612,9 0,0 0,0 0,0 4.612,9

Comb. Fósiles 3.422,1 3583,0 64,7 13,88 7.083,7

To ta l Convencional 8.035,0 3.583,0 64,7 13,9 11.696,6

Hidráulica < 20 MW 82,4 12,8 0,0 17,6 112,8

Biomasa 170,9 0,0 0,0 0,0 170,9

Eólica 0,0 0,0 0,0 2,0 2,0

Total ERNC 253,3 12,8 0,0 19,6 285,7

Total Na ci onal 8.288,3 3.595,8 64,7 33,5 11.982,3

ERNC % 3,1% 0,4% 0,0% 58,5% 2,4%



elevado costo marginal del sistema, en relación a los otros años, producto de un mayor nivel de

generación térmica. Dicho aumento de la generación térmica se debió principalmente a una

sequía extrema y prolongada en dichos años, la que implicó una drástica disminución en lacapacidad de generación hidroeléctrica.

Se puede apreciar también que a partir del año 2004 existe un nuevo incremento en el

costo marginal del sistema, llegando a niveles por sobre los 160 US$/MWh en abril de 2005.

Dicho incremento se debe a las restricciones de gas natural desde Argentina, que afecta al

suministro de centrales de ciclo combinado y que llega a niveles por sobre el 50% en varios

períodos del año (Moreno, 2005).

Figura 2.3: Relación entre generación h idrotérmica y costos marginales en el SIC.

Fuente: Moreno, 2005

2.7 Util ización de las ERNC en Chile

Actualmente, las ERNC tienen una participación marginal en el sector eléctrico chileno,

representando solo un 2.4% de la capacidad instalada. Según la Comisión Nacional de Energía

(CNE) l tili ió d bi l ñ f t i i d í t í



La Comisión Nacional de Energía (CNE) ha iniciado una política de mejora en las

condiciones de utilización de ERNC en el país, la cual pretende asegurar que existan similarescondiciones para el desarrollo de este tipo de energías con respecto de las fuentes

tradicionales, con el objetivo de contribuir al desarrollo de inversiones. En esta línea, las

modificaciones legales al mercado de generación eléctrica, introducidas mediante las leyes Nº

19.940 y Nº 20.018, intentan incentivar el desarrollo de proyectos de generación de energía a

partir de fuentes renovables no convencionales, tales como la eólica, solar, mareomotriz,

geotermia, biomasa, entre otras, permitiendo a distintos actores tanto nacionales como

extranjeros ingresar a este nuevo mercado (Moreno, 2005).

2.7.1 Incentivos para el desarrollo de las ERNC en Chile

Las reducciones del abastecimiento de gas natural de Argentina iniciaron dos procesos

claves en el sector energético nacional, por una parte la incorporación en los precios de la

energía de los elementos de riesgo asociados al suministro del gas natural, y por otra un

impulso público y privado a iniciativas de generación de energía a partir de fuentes renovables.

Es debido a esto último que CORFO y la Comisión Nacional de Energía (CNE) han

organizado desde el año 2005 un concurso para proyectos de energía de pequeño tamaño apartir de fuentes renovables. Este concurso tiene el propósito de fomentar la innovación y la

diversificación energética, aprovechado la amplia disponibilidad de recursos naturales de

nuestro país. Además tiene la finalidad de impulsar la conformación de una importante cartera

comerciable de emisión de bonos de carbono, mediante las políticas de implementación de los

Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) del Protocolo de Kyoto.

Los beneficiarios del subsidio serán empresas privadas, sean personas naturales o

jurídicas, que desarrollen proyectos de inversión en generación de energía a partir de fuentes

renovables, por montos iguales o superiores a US$ 400.000. Los beneficiarios no podrán

acceder a subsidios similares contemplados en los Reglamentos de Promoción de Inversiones



En términos generales se otorgará Cofinanciamiento para:

•

Estudios de pre-factibilidad y factibilidad.• Otros estudios necesarios para la materialización de la inversión.

• Asesorías especializadas necesarias para materializar el Proyecto

(Estudios prospectivos del recurso energético; Técnico-económico;

Ingeniería básica; Ingeniería de detalle; Impacto ambiental; entre otros).

• Estudios necesarios para evaluar e incorporar el proyecto al mecanismo

de desarrollo limpio.• Asesorías especializadas necesarias para materializar el Proyecto.

Otro incentivo para el desarrollo de las ERNC fue la modificación de la Ley General de

Servicios Eléctricos. Esta modificación se realizo el año 2004 mediante las leyes 19.940 y

20.018, las cuales se conocen como leyes Corta I y Corta II. Estas leyes establecieron

incentivos para la incorporación de pequeñas centrales de energía no convencionales al

sistema eléctrico del país.

En efecto, la Ley Corta I, estableció que se exceptuará del pago de peajes de

transmisión troncal a todos aquellos proyectos cuyos excedentes de potencia sean menores a

20 MW y cuya fuente de energía sea no convencional, tales como geotérmica, eólica, solar,

biomasa, mareomotriz, pequeñas centrales hidroeléctricas y cogeneración.

Además, se reglamentan tres elementos contemplados en la Ley que son

fundamentales para el desarrollo de proyectos pequeños de generación eléctrica con energías

renovables no convencionales, es decir aquellos con excedentes de potencia suministrable a

los sistemas eléctricos menores a 9 MW:

• se establecen los procedimientos y requisitos que deberán cumplir lasempresas de distribución de energía eléctrica y los pequeños proyectos

de generación cuando estos se conecten a las instalaciones de dichas

empresas.



Con dichos elementos se configura un marco reglamentario que permite un tratamiento

operacional y comercial simplificado para proyectos con capacidades menores 9 MW y seestablecen las condiciones para la generación distribuida en Chile, ámbito en el cual se

desarrollan parte importante de los proyectos de energías renovables no convencionales.

Lo anterior permitirá ampliar y diversificar la matriz y el mercado de generación eléctrica

en Chile pues, por una parte se mejoran las condiciones para los proyectos con energías

renovables y por otra se facilita la incorporación de promotores e inversionistas no tradicionales

a dicho mercado (CNE, 2006).

2.7.2 Limitaciones para el desarrollo de las ERNC en Chile

La barrera más importante ante la introducción de las ERNC es de tipo económica,puesto que las energías renovables resultan frecuentemente menos competitivas que otras

energías convencionales. Esta barrera es enfrentada también por inversiones en algunas

fuentes de energía convencionales, sin embargo, en el caso de las ERNC son acrecentadas por

la existencia de numerosas barreras no económicas. Esta barrera restringe las oportunidades

de desarrollo a condiciones en que, sin incentivos específicos o subsidios, se presenten señales

de precios altos y de un nivel adecuado que permitan rentabilizar inversiones en ERNC, en un

contexto competitivo del segmento generación.

Otra barrera de índole económica financiera común a todas las ERNC, está relacionada

a la disponibilidad de capital y financiamiento. Como la banca presente en Chile no está

ofreciendo créditos bajo la modalidad de Project Finance, para un financiamiento de proyectos

de ERNC se requieren garantías personales o de la empresa más allá de los posibles flujos de

caja del proyecto. Con la excepción de grandes generadoras y distribuidoras es difícil que

inversionistas en ERNC puedan entregar tales garantías o avales, constituyendo lo anterior una

barrera fundamental para el financiamiento de la etapa pre-operativa de las inversiones en

dichos sistemas (Moreno, 2005).



Las principales barrera que presentan las ERNC en Chile, según la Comisión Nacional

de Energía (CNE) y la Agencia Alemana de Cooperación técnica (GTZ) son las siguientes:

• Ausencia de normativa especifica para la integración de las ERNC a las redes

eléctricas y a los mercados eléctricos.

• Desconocimiento de la disponibilidad de recursos energéticos: potencialidades

y localización de recursos.

• Desconocimiento o poca experiencia en la evaluación de alternativas

tecnológicas.

• Conocimiento limitado o inexistente sobre los procesos y procedimientos de

tramitación de permisos, incluyendo los estudios de evaluación de impacto

ambiental.

• Desconocimiento del mercado eléctrico por nuevos entrantes (definición de

modelos de negocios, evaluación de proyectos).

• Riesgo de innovación que puede traducirse en mayores exigencias de

rentabilidad por parte de los inversionistas y garantías solicitadas por los

bancos.

2.8 Utili zación de la biomasa en Chile

El uso eficiente de la biomasa puede contribuir significativamente al desarrollo sustentable

así como a la conservación local y global del ambiente. Esto es particularmente aplicable en

gran parte de Chile debido a la abundante disponibilidad de recursos de biomasa y al desarrollo

en gran escala de la industria forestal. Pronto las fuentes no renovables de energía se agotarán,

los industriales encarecerán la producción de combustibles, el país sufrirá nuevas crisis

energéticas, el desarrollo económico tendrá que sortear barreras impensadas para lograr su

evolución natural y nuestra calidad de vida empeorará.

Alex Berg, Director de la Unidad de Desarrollo Tecnológico de la Universidad de

Concepción mencionó en el Seminario del Foro Chileno Alemán: energías para el Futuro

(2005), que las posibilidades reales de nuestro país en el tema energético están en el agua y en

l bi



recurso, principalmente leña, actualmente está asociado a problemas ambientales:

contaminación urbana y manejo de bosque nativo (Vacarezza, 2005).

Los países en desarrollo como Chile están sujetos a una suerte de presión internacional

que los obliga a que su producción industrial sea respetuosa con el medioambiente y que,

además cumpla con las normas de certificación de calidad. En la actualidad algunas empresas

emblemáticas en el tema medioambiental invierten grandes cantidades de recursos para

mantener esos mercados, sin embargo el Gobierno no se ha comprometido de igual manera

con el tema, pues falta crear instancias que incentiven al resto del área a seguir este camino

(Energía Verde, 2006).

En Chile existen dos grandes empresas que utilizan la biomasa en sus labores productivas

y que a su vez obtienen grandes utilidades por su implementación, estas empresas son Energía

Verde S.A. y Agrosuper. La empresa Energía Verde aprovecha los residuos forestales para

abastecer de energía eléctrica y térmica a la industria de la madera, la celulosa y el papel.

Dentro del compartido anhelo de usar en Chile la biomasa como recurso energético

industrial, la empresa Energía Verde está abriendo caminos, al constituirse en un socio

energético de importantes empresas forestales, y de celulosa y papel en el sur del país. En un

círculo virtuoso, las plantas generadoras de la empresa utilizan como combustible los desechos

y subproductos derivados de la actividad productiva de sus clientes, a los cuales provee de

energía térmica y eléctrica. Para ello, instala plantas que se adaptan a las necesidades ycaracterísticas de las instalaciones actuales y proyectadas de las compañías, y éstas reducen

costos y alcanzan altos estándares de eficiencia energética.

Los contratos que mantiene por suministro de energía térmica (vapor de alta y baja presión)

son de largo plazo (15 a 20 años) y están vinculados a las principales empresas chilenas del

rubro forestal. Son socios energéticos de Forestal Copihue, Aserraderos Arauco, CMPC-Maderas, Complejo Industrial Masonite-Andinos-Masisa y Compañía Papelera del Pacífico.

La empresa tiene tres centrales de generación en el sur del país: la planta Mostazal



Las plantas de Energía Verde están conectadas al Sistema Interconectado Central (SIC), lo

que permite aportar la energía eléctrica a través de la intermediación de AES Gener en el

Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SIC).

La otra empresa Chilena que utiliza la biomasa como fuente de energía es Agrosuper, la

cual convierte el biogás que produce en sus 5 biodigestores en energía térmica la que utiliza en

sus faenas productivas. Agrosuper comenzó la construcción de su primer biodigestor el año

2000 en Peralillo sexta región, este cuenta con una capacidad de 37.000 m3 y recibe los

purines de 120 mil cerdos. Este biodigestor tiene la capacidad de generar 15 mil m3 de biogás

diarios con un 65% de metano. Las inversiones realizadas por la empresa para contrarrestar las

externalidades negativas de los procesos permitieron que, en forma pionera en su rubro,

Agrosuper ingresara al mercado de los bonos de carbono.

Con la venta de 225 mil toneladas anuales de CO2e a la compañía japonesa TEPCO y 175

mil toneladas a la canadiense Transalta, Agrosuper se convirtió en la primera empresa

agroindustrial en transar sus certificados de reducción de emisiones en el mundo acorde a las

directrices del Mecanismo de Desarrollo Limpio, MDL, del Protocolo de Kyoto. Para ello la

empresa chilena tuvo que crear e implementar una metodología que permitiera estimar las

emisiones y diseñar todo el proceso de negociación, experiencia que hoy puede ser de utilidad

para las ganaderas que deseen participar de este mercado global de emisiones (Ecoamerica,

2006).

Finalmente con las nuevas políticas que regulan el mercado energético en Chile hacen

factible que Agrosuper pueda comenzar a producir energía eléctrica a partir del biogás que

generan sus biodigestores, esto ya que esta empresa no generaba este tipo de energía por el

alto costo de la inversión en infraestructura y por la carencia de políticas diferenciadas para

pequeños productores de energías de fuentes no convencionales.

2.9 Factibi lidad de implementación de cult ivos energéticos en Chile

Los cultivos energéticos son cultivos de plantas de crecimiento rápido destinadas

únicamente a la obtención de energía o como materia prima para la obtención de otras



producción y la transformación estén estrechamente relacionadas, tanto desde el punto de vista

técnico y económico, como geográfico.

Es muy discutida la conveniencia de los cultivos o plantaciones con fines energéticos, no

sólo por su rentabilidad en si mismos, sino también por la competencia que ejercerían con la

producción de alimentos y otros productos necesarios provenientes de la agricultura.

Una de las ventajas de la agricultura energética es que obligará a las plantas de

procesamiento a garantizar el abastecimiento, para lo cual deberán contratar anticipadamente la

siembra. Así, a través de una agricultura de contrato los productores podrán producir con

tranquilidad, con un mercado y precio garantizados (Vildósola, 2006)

A diferencia de lo que sucede con los cultivos usados como alimentos o como materia prima

en la industria, no se necesita ningún requisito especial en cuanto a condiciones del suelo o

condiciones climáticas se refiere. Al contrario, lo que se busca es el tipo de cultivo que mejor se

acomode a las características del suelo y a las condiciones del lugar, intentando obtener la

mayor rentabilidad económica y energética. Así, interesa conseguir un alto rendimiento en la

transformación energética y una alta producción anual.

Entre los cultivos energéticos destinados a la producción de biomasa distinguimos los

cultivos productores de biomasa lignocelulósica, apropiados para producir calor mediante

combustión directa en calderas o apropiados para producir biogás mediante fermentaciónmetánica en biodigestores. Son muy apropiados los cultivos de especies herbáceas, entre los

que destaca el maíz (Zea mays) y la tuna (Opuntia ficus indica). De estos cultivos, el maíz es el

más difundido y mejor adaptado a las condiciones agroclimáticas de nuestro país. Tiene una

alta productividad y sólo requiere la maquinaria agrícola de uso común.

2.9.1 Posibilidades de los cultivos energéticos

Las posibilidades de establecer cultivos energéticos en nuestro país, con el propósito de

producir biomasa para generar energía ya sea biocombustibles como es el caso del biogás o

energía eléctrica radica en tener la facultad de producir gran cantidad de biomasa por hectárea



rendimientos potenciales de la temporada 2004-2005 para las variedades de maíz para ensilaje

fluctuaron entre los 19.740 y 37.780 kilos de ms/ha. Este cultivo también presenta ventajas

debido a que puede desarrollarse en gran parte de nuestro territorio desde el extremo nortehasta la zona de Osorno, además es un cultivo conocido por los productores chilenos y requiere

los mismos implementos para la producción de maíz tradicional.

Según información proporcionada por el INE, esta última temporada 2006/2007 se alcanzo

un récord de área cultivada de maíz, la cual alcanzó una superficie de 134.930 hectáreas. De la

totalidad de superficie producida a nivel nacional aproximadamente 20 mil hectáreas

corresponden a maíz para ensilaje.

El otro cultivo con gran potencial de producción de biomasa es la tuna, la cual tiene la

ventaja de optimizar el consumo de agua y ocupar suelo de baja productividad donde otros

cultivos presentarían problemas para desarrollarse. El cultivo de la tuna representa una gran

fuente de captación de energía solar, almacenándola en forma de biomasa. Este cultivo, al igual

que el maíz puede desarrollarse en gran parte de nuestro país desde el extremo norte al secano

costero de la séptima región.

En ensayos realizados en la zona de Cauquenes por el INIA, se cultivaron tunas en alta

densidad logrando rendimientos de 40 toneladas de ms/ha/año. Este rendimiento se logra con

un mínimo de uso de fertilizantes como son 50 gr. de salitre potásico, 25 gr. de superfosfato

triple y 2 gr. de boronatrocalcita al momento de la plantación. El sistema de riego es tecnificado(goteo), y el tiempo de riego es de media hora diaria.

Por último, no se debe dejar de mencionar la abundante disponibilidad del recurso forestal

que posee nuestro país. En Chile, destacan tres áreas de recursos disponibles: plantaciones de

Pinus radiata, bosque nativo (tema delicado, dadas las presiones ambientalistas y la falta de

legislación) y bosques bioenergéticos. Las características que deben tener estos últimos son:cultivos de alto rendimiento, rotaciones cortas (4 años o menos) y alta capacidad de retoñación.

Los tipos de cultivos detallados anteriormente buscan dar una solución al problema

energético que presenta nuestro país y a su vez promover una buena oportunidad de relanzar



3 MATERIALES Y METODOS

3.1 Materiales

Para el desarrollo de los objetivos planteados en el presente estudio se recurrió a

fuentes de información primaria y secundaria. La información primaria proporciona datos de

primera mano y se obtuvo principalmente por medio de comunicación vía correo electrónico, en

los cuales se obtuvieron catálogos de las empresas productoras y especialistas ligadas a la

actividad de construcción e implementación de plantas de biogás. Por otra parte la información

secundaria, que proporciona datos sobre cómo y donde encontrar fuentes primarias, se obtuvo

de sitios de Internet, tales como buscadores, foros y sitios gubernamentales como la Comisión

Nacional de Energía (CNE), además de libros y tesis publicadas disponibles en la biblioteca dela Universidad de Talca.

Además para el manejo de la información y ejecución de la presente Memoria, se

empleó el procesador de texto Microsoft Word 2003 y la plantilla electrónica Excel 2003,

pertenecientes al programa Microsoft Office 2003.

3.2 Metodología

En un principio el tipo de investigación que se realizó fue del tipo exploratoria, ya que el

tema era desconocido para el alumno y ha sido poco estudiado en Chile.

Luego de haber recolectado la información necesaria para moldear la investigación, se

realizó un análisis de ésta con el propósito de detallar la actividad estudiada y

consecuentemente desarrollar los objetivos trazados.



3.2.1 Mercado de la energía eléctrica en Chile

El dimensionar el mercado nacional de la energía eléctrica fue posible gracias a los datosproporcionados por la Comisión Nacional de Energía (CNE) disponibles en su página de visita

electrónica. Esta información antes mencionada permite observar la evolución de los precios de

la energía eléctrica desde el año 1982 a 2006. También es posible establecer tendencias y

manejar estimaciones de producción de electricidad para los próximos años.

3.2.2. Mercado de las materias primas

El mercado de las materias primas se obtuvo determinando la cantidad de hectáreas de

maíz para ensilaje producidas en Chile y la cantidad de suelos aptos disponibles para su

producción. Además de la información mencionada se calculó el costo de producción del maíz

para ensilaje y sus rendimientos promedios. Para obtener tal información se recurrió a

organismos estatales como la Oficina de Estudios y Políticas Agrarias (ODEPA) y al InstitutoNacional de Estadísticas (INE).

3.2.3. Tamaño del proyecto

Para establecer el tamaño de las plantas generadoras propuestas, se determinará la

cantidad de materias primas disponibles existentes en el territorio nacional, así como también la

demanda de éstas por parte de las plantas de biogás. Este objetivo se logró utilizando la

información arrojada por el sitio electrónico del Servicio Agrícola y Ganadero (SAG) y del

Instituto Nacional de Estadísticas (INE), donde se pueden obtener tanto las superficies

cultivadas de maíz para ensilaje a nivel nacional como los rendimientos promedios por

hectárea.

3.2.4. Localización del proyecto

El estudio de la localización de este proyecto se realizará pensando en la cercanía con las



3.2.5. Estudio técnico

El estudio técnico se realizará en base a información proporcionada por las empresasdedicadas a la fabricación e implementación de plantas de biogás. En sus catálogos se ven las

directrices para un correcto emplazamiento y funcionamiento de una planta de generación

eléctrica a partir de biomasa.

A partir de la información disponible obtenida de las empresas consultadas LEA GmbH y

Burmeister & Wain Scandinavian Contractor A/S, se propondrán dos prototipos de plantasgeneradoras de acuerdo a la cantidad de materia prima que requieran para su funcionamiento y

a el nivel organizacional que demanden para mantener un constante suministro de materias

primas. Los prototipos que serán evaluados corresponden a una planta de biogás pequeña de

solo 500 kW de potencia instalada orientada para una explotación agropecuaria de gran

tamaño. La segunda propuesta corresponde a una planta centralizada de mayor tamaño con

una capacidad instalada de 1,5 MW, la que esta orientada para ser ejecutada por una

agrupación de agricultores y ganaderos para lograr un constante funcionamiento producto de la

gran demanda de materia prima que requiere este prototipo.

De los prototipos anteriormente mencionados, se detallaran los procesos de producción

utilizados para su correcto funcionamiento, así como la cantidad de materia prima requerida

como combustible y la cantidad de energía que son capaces de proporcionar como producto

final.

3.2.6. Inversión y financiamiento

La inversión se realizará según la alternativa del estudio de tamaño. Por ser éste un

estudio realizado para una identidad específica, ella será la que determine llevar a cabo o no elproyecto, y por lo tanto, de donde obtener el financiamiento. Cabe destacar que la inversión

requerida para establecer una planta de producción de energía eléctrica a partir de biomasa,

por ser una fuente de energía no convencional no puede obtener financiamiento de entidades

b i



3.2.7. Determinación de los ingresos

Suponiendo que el proyecto se calcula para veinte años, período de vida útil de las plantasgeneradoras propuestas. Los ingresos comienzan a obtenerse a partir del primer año de

operación de la planta de generación de energía eléctrica.

El ingreso proviene de las ventas de electricidad al Sistema Interconectado Central (SIC) y

la venta del compost que se logra como material de desecho. De lo anterior se desprende que

por ser productos que se comercializaran en el mercado nacional, todos los valores seexpresarán en moneda nacional, sin IVA.

3.2.8. Determinación de los costos

Los costos se calcularán en base a los precios vigentes en el momento de hacer el

análisis. Los valores de las maquinarias y equipos serán consultados con las empresas

proveedoras con la finalidad de encontrar aquellos más convenientes para el establecimiento.

Dentro de los costos debió ser incluida la depreciación de la inversión que se decidirá

realizar. Se utilizó el método de depreciación lineal a veinte años, período de vida útil de las

plantas generadoras propuestas. Todos los valores monetarios se expresaron en pesos a la

fecha en que se hizo el análisis.

3.2.9. Evaluación Económica

Los indicadores de evaluación que se considerarán para este proyecto, fueron: valor actual

de los beneficios netos (VAN), tasa interna de retorno (TIR) y análisis de sensibilidad, los que

serán calculados para un periodo de veinte años.

3.2.10. Anális is de sensib ilidad



4. PRESENTACIÓN Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS

4.1 Estudio de mercado

4.1.1 Mercado de la energía eléctrica en Chile

El mercado eléctrico en Chile está compuesto por las actividades de generación,

transmisión y distribución de suministro eléctrico. Estas actividades son desarrolladas por

empresas que son controladas en su totalidad por capitales privados, mientras que el Estado

sólo ejerce funciones de regulación, fiscalización y de planificación indicativa de inversiones en

generación y transmisión, aunque esta última función es sólo una recomendación no forzosa

para las empresas. Participan de la industria eléctrica nacional un total de 31 empresas

generadoras, 5 empresas transmisoras y 34 empresas distribuidoras, las cuales se distribuyen

territorialmente en cuatro sistemas eléctricos (SING, SIC, Aysen y Magallanes). En los cuadros

4.1 al 4.4, se pueden observar las empresas generadoras de los cuatro sistemas eléctricosnacionales junto a la potencia bruta instalada de cada una de ellas, las que en diciembre del

2006 alcanzaron a 12.326 MW.

Cuadro 4.1. Unidades generadoras Sistema Interconectado Central (SIC)Diciembre de 2006

Empresa

Operadora

Potencia Bruta

Instalada [MW]

Potencia Bruta

Instalada [%]ARAUCO GENERACION S.A. 177,8 2,06%AES GENER S.A. 902,2 10,45%COLBUN S.A. 1.839,6 21,31%ENDESA CHILE 2.761,7 31,99%GUACOLDA S.A. 304,0 3,52%PANGUE S.A. 467,0 5,41%PEHUENCHE S.A. 623,0 7,22%S.E. SANTIAGO S.A. 379,0 4,39%

SAN ISIDRO S.A. 370,0 4,29%INNERGY S.A. 120,0 1,39%IBENER S.A. 124,0 1,44%ACONCAGUA S.A. 100,9 1,17%PETROPOWER S.A. 75,0 0,87%PILMAIQUEN S.A. 39,0 0,45%



Cuadro 4.2. Unidades generadoras Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)Diciembre de 2006

EmpresaOperadora Potencia BrutaInstalada [MW] Potencia BrutaInstalada [%]AES GENER S.A. 642,8 17,9%CELTA 181,8 5,1%EDELNOR 719,1 20,0%ELECTROANDINA 991,5 27,6%GASATACAMA 783,3 21,8%NORGENER 277,3 7,7%

Potencia Total Instalada 3595,8 100,0%

Cuadro 4.3. Unidades generadoras Sistema Interconectado de AysenDiciembre de 2006

EmpresaOperadora

Potencia BrutaInstalada [MW]

Potencia BrutaInstalada [%]

EDELAYSEN S.A. 33,5 100,0%Potencia Total Instalada 33,5 100,0%

Cuadro 4.4. Unidades generadoras Sistema Interconectado de MagallanesDiciembre de 2006

EmpresaOperadora

Potencia BrutaInstalada [MW]

Potencia BrutaInstalada [%]

EDELMAG S.A. 64,7 100,0%Potencia Total Instalada 64,7 100,0%

Así mismo en los cuadros 4.1 al 4.4, se puede apreciar que la generación eléctrica en elSIC es liderada por la empresa Endesa Chile, seguida por Colbún y AES Gener, que

representan en conjunto el 63,75% de la capacidad instalada de este sistema interconectado. A

diferencia de lo anterior, la actividad de generación en el SING, se encuentra uniformemente

distribuida entre las 6 empresas dedicadas a este rubro y que representan el 29,2% de la

capacidad instalada a nivel nacional. Finalmente, en los Sistemas de Aysen y Magallanes, se

observa una actividad monopólica al existir solo una empresa generadora por sistema, lo queprovoca una falta de libre competencia en el mercado eléctrico.

Otro aspecto a tomar en cuenta en el mercado de la energía eléctrica, es el crecimiento de

l d d d l i i t lé t i E l áfi 4 1 b di h i i t d d l ñ



Gráfico 4.1. Crecimiento de la demanda neta anual de energía eléctrica1985-2006

Crecimiento de la Demanda Neta Anual 1985-2006

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

198519871989 1991 19931995 1997 1999 20012003 2005

Año

E n e r g í a ( G W h )

0

2

4

6

8

10

12

C r e c i m

i e n t o %

Energía (GWh)

Crecimiento %

Fuente: CNE, 2006.

El principal organismo del Estado que participa en la regulación del sector eléctrico en Chile

es la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien se encarga de elaborar y coordinar los

planes, políticas y normas necesarias para el buen funcionamiento y desarrollo del sector

energético nacional, velar por su cumplimiento y asesorar a los organismos de Gobierno en

todas aquellas materias relacionadas con la energía. Otros organismos que participan en elsector eléctrico en Chile son; los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), el

Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, la Superintendencia de Electricidad y

Combustibles (SEC), la Comisión Nacional del Medioambiente (CONAMA), la Superintendencia

de Valores y Seguros (SVS), las municipalidades y los organismos de defensa de la

competencia.

Los CDEC's se rigen por el Decreto Supremo Nº327 de 1998, del Ministerio de Minería, y

están encargados de regular el funcionamiento coordinado de las centrales generadoras y

líneas de transmisión interconectadas al correspondiente sistema eléctrico. En Chile existen el

CDEC del Sistema Interconectando del Norte Grande y el del Sistema Interconectado Central



tanto a las empresas como a los consumidores, a objeto de obtener un óptimo desarrollo de los

sistemas eléctricos.

Uno de los criterios generales de este régimen tarifario es la libertad de precios en aquellos

segmentos donde se observan condiciones de competencia. Así para suministros a usuarios

finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kW, son considerados sectores

donde las características del mercado son de monopolio natural y por lo tanto, la ley establece

que están afectos a regulación de precios. Alternativamente, para suministros a usuarios finales

cuya potencia conectada es superior a 2.000 kW, la ley dispone la libertad de precios,

suponiéndoles capacidad negociadora y la posibilidad de proveerse de electricidad de otras

formas, tales como la autogeneración o el suministro directo desde empresas generadoras. Al

primer grupo de clientes se les denomina clientes regulados y al segundo se les denomina

clientes libres, aunque aquellos clientes que posean una potencia conectada superior a 500 kW

pueden elegir a cual régimen adscribirse, es decir libre o regulado.

En los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kW en capacidad instalada degeneración, la ley distingue dos niveles de precios sujetos a fijación:

1. Precios a nivel de generación-transporte, denominados "Precios de Nudo" y definidos

para todas las subestaciones de generación-transporte desde las cuales se efectúe el

suministro. Los precios de nudo tendrán dos componentes: precio de la energía y precio de la

potencia de punta, los cuales se pueden apreciar en el Anexo 1. Los precios de nudo se fijansemestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año. Su determinación es efectuada

por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien a través de un Informe Técnico comunica

sus resultados al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, el cual procede a su

fijación, mediante un Decreto publicado en el Diario Oficial.

2. Precios a nivel de distribución. Estos precios se determinarán sobre la base de la suma

del precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, un

valor agregado por concepto de distribución y un cargo único o peaje por concepto del uso del

sistema de transmisión troncal.



4.1.2 Disponib ilidad de materias primas

La disponibilidad de materias primas para la generación de energía en nuestro país es

variada y representa un gran potencial para diversificar la matriz energética. Se expresa

principalmente en los residuos agrícolas y las excretas animales, no obstante se visualiza la

posibilidad de producir cultivos destinados a la producción de energía como es el caso del maíz,

la tuna y el raps, entre otros.

Recientemente, se han realizado estudios por organismos gubernamentales con la finalidad

de determinar el potencial del sector agrícola Chileno para la producción de biogás. El año2004, Fundación Chile realizó un estudio refiriéndose al aprovechamiento de los desechos

agrícolas en cultivos anuales como el trigo, en donde según las estadísticas de ODEPA, en

Chile se obtuvieron 1.918.492 toneladas de producción en la temporada 2003/2004. Para este

estudio, se estimo en un 50% de la producción, la masa de residuos agrícolas que quedan en el

campo después de la cosecha y una tasa de generación de biogás de 100 m³/tonelada de

residuos, es así como el potencial de generación de esta masa es de 96 millones de m³/año de

biogás.

También se focalizo este estudio entre las regiones VI y X, ya que corresponden a las

mayores zonas agrícolas en nuestro país. Aquí, solo utilizando el 40% de los residuos del

cultivo del trigo, se puede obtener un potencial de generación de 33 millones de m³ de biogás

con una composición de 65% de metano. A través de procesos de purificación, este biogás

puede ser transformado a 21,7 millones de m³ de gas natural, lo que representa el 5% delconsumo residencial de Chile.

Aplicando el mismo análisis bajo escenarios conservadores de recolección de residuos a los

cultivos de maíz, remolacha, arroz, poroto, avena y cebada, se calculó que el potencial de

generación total es de 122 millones de m³ de biogás. La Octava Región, según este estudio, es

la que presenta el mayor potencial con 32 millones de m³ de biogás, seguida por las regiones

IX, VI y VII. Otro residuo que se evaluó en el estudio mencionado, son las excretas de los

animales. Al ser evaluada la cantidad de cabezas de ganado se pudo determinar un potencial

de generación de 14,5 millones de m³ de biogás provenientes del ganado bovino y de 44

millones de m³ de biogás proveniente del ganado porcino. Además, este estudio concluyo que a



Para determinar el real potencial que representa el sector agropecuario a nivel nacional, se

realizara un análisis de la información proporcionada por el Instituto Nacional de Estadísticas

(INE). En el Anexo 2, referente al uso de suelo agrícola, se puede apreciar que en el censo del

año 1997 existían 442.956 ha de suelo en barbecho y descanso a nivel nacional, de las cuales

102.564 ha se encontraban en la Octava región. Igualmente en el anexo antes mencionado se

puede observar que la Octava región es la que presenta la mayor superficie nacional de suelos

cultivables con 425.489 ha, y es la segunda a nivel nacional después de la IX región en

superficie de cultivos anuales y permanentes con 271.769 ha. Todo lo anterior, ratifica al igual

que lo hizo Fundación Chile, que la Octava región presenta un gran potencial para el

establecimiento de cultivos destinados a la producción de agroenergías.

La información analizada demuestra que la Octava región, tiene las condiciones para

transformarse en el área de estudio para la presente memoria. Las razones para definir ésta

región como área de estudio, son la disponibilidad de suelos agrícolas y la disminución de la

superficie explotada con cultivos anuales tradicionales de la zona, como se evaluara ha

continuación.

En el cuadro 4.5 se puede observar que la superficie de cultivos anuales en la Octava

región muestra un considerable aumento desde el censo del año 1997 hasta el año agrícola

2004/2005, aunque cabe mencionar que este aumento solo se expresa en los cultivos anuales

de cereales e industriales, y no se expresa en los cultivos anuales de chacra que a diferencia de

los anteriores expresan un fuerte descenso en este lapso de tiempo. De igual forma su puededecir que junto con este aumento de la superficie cultivada en la VIII región, también existe una

progresiva alza en los rendimientos de dichos cultivos.

A diferencia de lo anteriormente analizado, en el cuadro 4.6 se visualiza que los cultivos

anuales en los últimos tres años agrícolas han presentado una disminución de su superficie a

nivel nacional, no obstante los rendimientos continúan aumentando debido a la mayor

aplicación de tecnología y eficiencia productiva. Esta disminución se ve representada

principalmente por los cultivos de remolacha y trigo en la Octava región, los que en la

temporada agrícola 2006/2007 presentaron una superficie de 15.600 ha y 83.500 ha

respectivamente



Cuadro 4.5. Variación de la superficie y rendimientos de cultivos anuales en la VIII región.

VARIACIÓN DE LA SUPERFICIE Y RENDIMIENTO DE CULTIVOSANUALES DE CEREALES EN LA OCTAVA REGIÓN

PERIODO 1997/20051996/1997 2004/2005EspecieSuperficie (ha) Rendimiento (qqm/ha) Superficie (ha) Rendimiento (qqm/ha)

Trigo 105,316 41.9 115,200 43.5Arroz 3,611 43 3,790 50Maíz 2,983 25.2 7,100 91Cebada 4,865 45.6 3,880 50Avena 31,040 28.9 24,100 46

VARIACIÓN DE LA SUPERFICIE Y RENDIMIENTO DE CULTIVOSANUALES DE CHACRAS EN LA OCTAVA REGIÓNPERIODO 1997/2005

1996/1997 2004/2005EspecieSuperficie (ha) Rendimiento (qqm/ha) Superficie (ha) Rendimiento (qqm/ha)

Porotos 10,350 12.2 4,850 22Lentejas 3,700 7.1 570 8Garbanzo 1,768 11.8 670 8Arveja 689 11.3 409 8.2

Papa 11,766 99.6 6,290 202.7

VARIACIÓN DE LA SUPERFICIE Y RENDIMIENTO DE CULTIVOSANUALES INDUSTRIALES EN LA OCTAVA REGIÓN

PERIODO 1997/20051996/1997 2004/2005Especie

Superficie (ha) Rendimiento (qqm/ha) Superficie (ha) Rendimiento (qqm/ha)Remolacha 16,788 608 16,210 840Maravilla 105 15.5 270 20.3

Lupino 224 19.7 150 29Raps 3,443 25.1 4,150 34.7Tabaco 70 28.5 280 28.2Fuente: Elaboración propia con antecedentes del INE.

De igual forma a como se analizó la disponibilidad de cultivos anuales para la producción de

agroenergías, se procedió a analizar la disponibilidad de excretas animales en el área de

estudio que es la Octava región y que comprende principalmente las provincias de Ñuble yBiobío. En el Anexo 2, se aprecia que en el censo nacional agropecuario del año 1997 existían

en Chile 4.097.244 cabezas de ganado bovino, de las cuales la VIII región poseía 550.432

cabezas de ganado principalmente de vacas lecheras y novillos ocupando el tercer lugar luego



Desde el VI censo nacional agropecuario del año agrícola 1996/1997 ha existido una

continua disminución de las cabezas de ganado bovino a nivel nacional. Esto último se ve

reflejado en el cuadro 4.7 donde se analizan las mayores zonas ganaderas del país las cuales

presentan una disminución salvo la región de Los Lagos que presenta un aumento de 3,8%. Al

referirnos a la región del Biobío, esta experimenta una disminución de -1,1%, esta disminución

se encuentra principalmente en las provincias de Arauco, Concepción y en menor grado Biobío.

La provincia de Ñuble es la única que experimenta un aumento de 8,2% desde 108.141

cabezas de ganado bovino el año 1997 a 116.996 cabezas de ganado el año 2005.

Cuadro 4.6. Cultivos anuales esencialesCULTIVOS ANUALES ESENCIALES

SUPERFICIE SIEMBRADA A NIVEL NACIONALSEGÚN ESTADÍSTICAS DEL INE

Año Agr ícola

Cultivo2004/2005

(Hectáreas)2005/2006

(Hectáreas)2006/2007

(Hectáreas)

Variaciónanual (a)

(%)

Variaciónanual (b)

(%)

Total (c) 834.240 754.580

731.480 -9,5 -3,0

Cereales 677.150 585.510 569.410 -13,5 -2,7

Trigo 419.660 314.720 284.300 -25,0 -9,7

Avena 76.680 90.190 102.320 14,9 11,8

Cebada 21.500 29.060 21.330 26,0 -26,6

Maíz 134.280 123.560 134.930 -7,9 8,4Arroz 25.030 27.980 26.530 10,5 -5,2

Chacras 83.380 93.960 92.770 11,2 -1,2

Poroto 23.510 25.650 23.860 8,3 -6,9

Lenteja 1.160 1.150 1.090 -0,9 -5,5

Garbanzo 3.090 3.960 3.860 21,9 -2,5

Papa 55.620 63.200 63.960 11,9 1,1

Industriales 73.710 75.110 69.300 1,8 -7,7

Maravilla 1.780 2.660 2.680 33,0 0,7

Raps 12.130 13.520 16.650 10,2 18,7

R l h 31 410 27 670 24 370 11 9 11 9



Cuadro 4.7. Variación de la existencia de ganado bovino

VARIACIÓN DE LA EXISTENCIA DE GANADO BOVINO EN

EXPLOTACIONES CON REBAÑOS DE 50 Y MÁS CABEZAS.PERIODO 1997/2005 SEGÚN REGIÓN

Existencia de ganado bovino por categorías(número de cabezas)

AñoRegiones

1997(*) 2005Variación

2005/1997 (%)

VII del Maule 225.224 196.669 -12,7VIII del Biobío 307.471 304.210 -1,1

IX de la Araucanía 440.337 381.227 -13,4X de los Lagos 1.183.437 1.227.840 3,8(*) VI Censo AgropecuarioFuente: Elaboración propia con antecedentes de INE, 2005.

Para finalizar este objetivo de la presente memoria, se puede estimar la producción

potencial de biogás en la totalidad de nuestro país de la misma forma que lo hizo Fundación

Chile el año 2004. Para esto se contemplara el uso del 40% de los desechos agrícolas anuales

(trigo, maíz, remolacha, arroz, poroto, avena y cebada) en la totalidad del territorio nacional y el

mismo porcentaje para la recolección de las excretas del ganado bovino entre las regiones VII y

X. Esto último debido a que en estas regiones se concentra la mayor proporción de cabezas de

ganado bovino. Dicho de otro modo, la región de los Lagos participa con un 38,6% del total de

cabezas. Le siguen en importancia la IX región con 26,8%, la VIII región con 22,2% (las

provincias de Ñuble y Biobío concentran el 75,6% del inventario regional) y finalmente la VII

región con 12,4%.

Utilizando las estadísticas del INE sobre la superficie cultivada en el año agrícola 2006/2007

(ver cuadro 4.6), se puede estimar que el 40% de los desechos agrícolas de cultivos anuales a

nivel nacional equivalen a 2.109.645 toneladas. Estas, considerando la misma tasa de

generación de biogás de 100 m³/tonelada de residuos que utilizo la Fundación Chile para suestudio, arroja una disponibilidad de 210.964.500 m³/año de biogás. De igual forma a lo anterior,

se realizo la estimación del potencial del ganado bovino, para lo cual se consideraron solo las

regiones con mayor producción ganadera (VII a X regiones). La masa ganadera en estas cuatro



día, contaríamos con 9.364.785 toneladas de excretas/año, lo cual es equivalente a

337.132.260 m³/año de biogás. Si adicionamos los potenciales de los cultivos anuales y la

ganadería bovina, obtendríamos 548.096.760 m³/año de biogás. Considerando que un m³ de

biogás puede generar 6 kWh de energía eléctrica, se podrían obtener 3.288.580.560 kWh/año

de energía eléctrica.

4.1.3 Mercado de las materias primas

En el presente estudio de mercado se estudió la situación de las dos materias primas que

presentan mayor potencial para la producción de biogás en el ámbito nacional y principalmente

en la zona de estudio que es la región del Biobío. Las materias primas antes mencionadas son

el silo de maíz y las excretas del ganado bovino, la determinación de estas fuentes de materia

prima se realizo basándose en que la región del Biobío presenta un lugar privilegiado

geográficamente donde se puede complementar la producción del maíz silo y la actividad

ganadera. También, junto con lo anterior, se determino la producción de maíz silo como fuente

de biomasa por el gran rendimiento que posee, ya que éstos varían entre los 65 y 105 Tmv/Ha

como potencial de ensilaje.

La otra fuente de biomasa son las excretas del ganado bovino que presentan un gran

potencial el cual ya se destaco en él capitulo 4.1.2, la que es abundante entre las regiones

Séptima y Décima. La región del Biobío es la tercera con mayor número de cabezas de ganado

bovino, convirtiéndola en una zona de gran interés para el establecimiento de plantas deproducción de energía eléctrica a partir de biogás.

De acuerdo al análisis de las estadísticas de la producción de maíz para ensilaje obtenidas

en el VI censo nacional agropecuario, se puede observar que existe un universo de 2.100

explotaciones con siembra de maíz silo y se concentran casi equitativamente repartidas entre

grandes y pequeños productores (tabla 4.1). En relación con lo anterior, se puede decir que eluniverso de 2.100 explotaciones equivale a 21.969,4 Ha, no obstante en la tabla 4.2 se puede

apreciar que las explotaciones grandes representan el 77,4% de la superficie cultivada de maíz

para ensilaje en nuestro país.

T bl 4 1 NÚMERO DE EXPLOTACIONES SEMBRADA CON MAÍZ PARA SILO SEGÚN TIPO DE



Tabla 4.1 NÚMERO DE EXPLOTACIONES SEMBRADA CON MAÍZ PARA SILO, SEGÚN TIPO DEPRODUCTOR

Censo Nacional Agropecuario 1996 / 1997Especie Subsistencia Pequeño Mediano Grande Sin Total

Empresarial clasificar generalMaíz para silo 26 654 551 867 2 2.100

Fuente: elaboración propia con antecedentes de INE.

Tabla 4.2 SUPERFICIE SEMBRADA CON MAÍZ PARA SILO, SEGÚN TIPO DE PRODUCTORCenso Nacional Agropecuario 1996 / 1997

(Hectáreas)Especie Subsistencia Pequeño Mediano Grande Sin Total

Empresarial clasificar general

Maíz para silo 19,4 1.610,1 3.312,3 17.013,3 14,3 21.969,4Fuente: elaboración propia con antecedentes de INE.

La potencialidad de establecer el cultivo del maíz para ensilaje como una fuente de

suministro de biomasa para la producción de energía, se puede asumir tomando en cuenta que

existe la disponibilidad de suelos para este cultivo anual debido a la continua disminución de la

superficie nacional de la remolacha y el trigo. Este decrecimiento desde el censo del año 1997

hasta el año agrícola 2006/2007 es de 41.697 a 24.370 Ha. para la remolacha y de 398.693 a

284.300 Ha. para el trigo. La disminución mencionada anteriormente se debe a los bajos

precios de estos cultivos, lo cual los hace poco rentable y queda abierta la posibilidad de

sustituirlos por otros más convenientes.

La situación especifica de la Octava región, es de una continua disminución en la superficie

de los cultivos anuales como es el caso del trigo molinero que desde la temporada agrícola2005/2006 a la temporada 2006/2007 diminuyo un 7,3% de 90.070 a 83.500 Ha, de igual forma

el trigo candeal también disminuyo su superficie en 42,8% desde 7.000 a 4.000 Ha. Otro cultivo

que presenta un descenso en su superficie y en su rendimiento es la remolacha, que en el

mismo lapso de tiempo antes indicado disminuyo su superficie de 16.070 a 13.568 Ha, de

similar forma bajo sus rendimientos de 86,36 a 74,81 ton. Limpias/Ha.

En relación a los ingresos brutos (anexo 3) de los cultivos anuales señalados se puede

concluir que en base a los rendimientos promedio que presenta el trigo molinero (44 qqm/ha)

estaría presentando una perdida de $54.950, lo que hace a este cultivo poco atractivo. En

Dentro de la región del Biobío las provincias con mayor factibilidad de transformarse en



Dentro de la región del Biobío, las provincias con mayor factibilidad de transformarse en

productoras de biomasa por medio de las excretas del ganado bovino son las de Ñuble y

Biobío, las cuales representan el 75,6% de la masa ganadera de la región. En el cuadro 4.8 se

puede apreciar que la provincia de Ñuble es la ostenta el mayor índice de crecimiento, el que se

ve mayormente expresado en explotaciones de 300 cabezas de ganado y más. La provincia de

Biobío muestra un crecimiento en explotaciones entre 100 y 299 cabezas de ganado, mientras

que experimenta una disminución en el resto de los estratos.

Otro factor a considerar en el mercado de las materias primas es la disponibilidad de

productores dispuestos ha producir biomasa para la producción de energía, este factor se

puede determinar analizando la existencia de explotaciones agrícolas que tienen en la actividad

agropecuaria su única fuente de ingresos. En el cuadro 4.9 se observa que la región del Biobío

posee un 54,2% de sus explotaciones agrícolas como única fuente de ingresos, mientras que

dentro de la región las provincias de Ñuble y la del Biobío poseen un 58% y 54,6%

respectivamente.

CUADRO 4.8 VARIACIÓN DE LA EXISTENCIA DE GANADO BOVINO EN EXPLOTACIONES CONREBAÑOS DE 50 CABEZAS Y MÁS.

VARIACIÓN 1997/2005 SEGÚN ESTRATO Y PROVINCIAS.Provincias

Ñuble BiobíoEstrato

1997 2005Variación (%)

2005/19971997 2005

Variación (%)2005/1997

50-99 25.854 26.142 1,1 25.180 24.818 -1,4100-299 44.844 47.297 5,2 50.772 56.801 10,6300-más 37.443 43.557 14 80.994 72.606 -10,4

Fuente: Elaboración propia con antecedentes del INE, 2005.

CUADRO 4.9 EXPLOTACIONES CON ACTIVIDAD AGRÍCOLA COMO ÚNICAFUENTE DE INGRESOS (AÑO 2005), SEGÚN REGIÓN.

Actividad agrícola como únicafuente de ingreso (% de explotaciones)Región

Sí NoVII del Maule 44,1 55,9VIII del Biobío 54,2 45,8

4 2 Tamaño del proyecto



4.2 Tamaño del proyecto

Según lo descrito en los puntos anteriores, la disponibilidad de materia prima que no esta

siendo utilizada en nuestro país tiene un potencial de generación de energía eléctricaequivalente a 3.288.580.560 kWh/año, lo que representa una factibilidad de establecer plantas

generadoras por un total aproximado de 411 MW de potencia instalada. Por otra parte, la

disponibilidad de materia prima en la Octava región es considerable producto al gran número de

ganado existente y la existencia de suelos aptos para la producción de biomasa agrícola.

Teniendo en cuenta esto y con el fin de asegurar el funcionamiento de las plantas, se considero

prudente ajustar el tamaño de dichas plantas de acuerdo a la disponibilidad de suministrosexistentes en su lugar de establecimiento. Considerando todo lo anterior, se proponen dos

tamaños de plantas de generación, una con potencial de 500 kW de potencia instalada y otra de

mayor tamaño con un potencial de 1.5 MW.

Los requerimientos de materias primas por parte de las plantas de generación consideran

las cantidades disponibles de insumos para su funcionamiento. La central de menor tamaño

está orientada para implementarse en una explotación agrícola y ganadera de gran tamaño,

como las que se pueden encontrar con facilidad entre las regiones del Maule y la de Los Lagos.

En tanto, la central de mayor tamaño puede ser implementada por una agrupación de

agricultores y ganaderos, los cuales por factibilidad técnica deben encontrarse dentro de un

radio de no más de 10 a 15 Km. de distancia desde dicha central. Los requerimientos de estas

dos plantas generadoras de energía eléctrica se analizaran a continuación en las factibilidades

técnicas.

4.3 Localización del proyecto

Para la realización de este estudio se propone el emplazamiento de las plantas de

generación en la Octava región, producto de la disponibilidad de suelos y potenciales

agricultores que podrían producir biomasa agrícola y ganadera. Otro factor que permite ser

aconsejable esta región son las características edafoclimáticas que presenta, estas condiciones

le permiten el establecimiento de numerosos cultivos como es el maíz para silo.

líneas de transmisión de la energía eléctrica La superficie fluctuara dependiendo del potencial



líneas de transmisión de la energía eléctrica. La superficie fluctuara dependiendo del potencial

de las plantas generadoras.

4.4 Estudio Técnico

4.4.1 Procesos tecnológicos de la producción

En las figuras 4.1 y 4.2 se detalla el diagrama de flujo del proceso de producción de la

energía eléctrica proveniente del biogás obtenido por fermentación anaeróbica. Este diagrama

muestra el flujo desde la obtención de las materias primas hasta los productos finales, loscuales son la energía eléctrica, la energía térmica y por último un abono altamente nutritivo e

inocuo.

Figura 4.1. Diagrama de flujo de producción de electricidad proveniente de biogás.

No aprovechada

Venta

Autoconsumo

Autoconsumo electricidad

Autoconsumo térmico

Cogeneración

Energía eléctrica

Energía térmica

Efluente

Recepción

Figura 4.2. Diagrama de bloques de una planta de biogás.



g g q p g

Fuente: Elaboración propia con antecedentes de Burmeister & Wain Scandinavian, 2007

Este es un proceso de fermentación en ausencia de oxígeno, donde se genera una mezcla

de gases que, en su conjunto, reciben el nombre de biogás. El principal componente de éste es

el metano, un combustible bastante limpio y eficiente que puede ser utilizado directamente. Por

otro lado, los residuos de la fermentación (efluentes), contienen una alta concentración de

nutrientes y materia orgánica, lo cual los hace susceptibles de ser utilizados como un excelente

fertilizante que puede ser aplicado en fresco o seco, ya que el proceso de digestión anaerobia

elimina los malos olores y la proliferación de moscas.

Básicamente, el proceso considera tres etapas: Hidrólisis, etapa en la que lospolisacáridos (celulosa, almidón, etc.), los lípidos (grasas) y las proteínas, son reducidas a

moléculas más simples; Ac idogénes is , etapa en que los productos formados anteriormente

son transformados principalmente en ácido acético, hidrógeno y CO2; Metanogénesis , los

Recepciónbasura

orgánicaIndustrial

Recepción

Purines

Recepciónbiomasaagrícola

Tratamientoanaerobio

Motores degas CHP

RecuperaciónTérmica

Biogás

Secado

Electricidad

Calor

AbonoSeparaciónlíquido/sólido

continuación, se analizarán brevemente las principales variables que influyen en la producción



p p q y p

de biogás.

Variables criti cas en la producción de biogás.

Temperatura: Para que las bacterias formadoras de biogás trabajen en forma óptima, es

necesario que se mantengan en temperaturas que oscilan entre los 30 y 65°C. Se distinguen

tres rangos de temperatura:

Cuadro 4.10. Condiciones térmicas en digestión anaerobia.

Condición Temperatura Tiempo retención

Psicrofílica < 20ºC 70 - 80 díasMesofílica 30-42ºC 30 - 40 díasTermofílica 43-55ºC 15 - 20 días

Fuente: Elaboración propia con antecedentes de BiogásNord, 2006.

A su vez, la producción de biogás depende de la temperatura; en el rango termofílico se

produce una mayor cantidad de gas que en el rango mesofílico, a igual tiempo de digestión.

Para condiciones rurales, en zonas de clima cálido y digestores pequeños, es posible

encontrarse con operaciones de digestores a temperatura ambiente (psicrofílica: 15 a 25°C). El

equilibrio ecológico en condiciones termofílicas es muy delicado, tanto así que una variación en

+/- 2°C le afecta adversamente, haciendo disminuir la producción de biogás.

Tiempo de Retención: La velocidad de degradación depende en gran parte de la temperatura,pues a mayor temperatura el tiempo de retención requerido es menor. Para un digestor batch el

tiempo de retención es el tiempo que transcurre entre la carga y descarga del sistema; para un

digestor continuo, el tiempo de retención determina el volumen diario de carga, según la

siguiente relación:

Por lo general, se trabaja con tiempos de retención entre 20 y 55 días, variando la

alimentación diaria entre 1 y 5 Kg de sólidos totales por metro cúbico de digestor

formadoras de metano (metanogénicas). El carbono es la fuente de energía y el nitrógeno



contribuye a la formación de nuevas células en el proceso.

Cuadro 4.11. Relación C:N en desechos orgánicos.

Material % N (base seca) % C (base seca) C:N

Desechos Animales Bovinos 1.7 30.6 18:1Equinos 2.3 57.6 25:1Ovinos 3.8 83.6 22:1Porcinos 3.8 76.0 20:1Aves 6.3 50.0 8:1Excretas humanas 0.85 2.5 3:1Desechos Vegetales

Paja de trigo 0.53 46.0 87:1Paja de arroz 0.63 42.0 67:1Rastrojo de maíz 0.75 40.0 53:1Hojas secas 1.00 41.0 41:1Rastrojo de soya 1.30 41.0 32:1

Fuente: FAO, 2006.

La relación ideal de éstos es de 30:1 hasta 20:1. Si el nitrógeno presente es menor al

necesario, se ve limitada la velocidad de producción de biogás; por otra parte, si está en

exceso, se produce más amoníaco del requerido, el cual es tóxico e inhibidor del proceso. Los

desechos animales presentan una relación C:N menor a la óptima, debido a su alto contenido

de nitrógeno; los residuos agrícolas, en cambio, contienen poco nitrógeno por lo que suele

mezclarse con las excretas para obtener de este modo una óptima relación (ver cuadro 4.11).

Porcentaje de sólidos: Experimentalmente, se ha demostrado que una carga en el digestor

que contenga entre un 7 y 9% de sólidos es la óptima para la digestión. Del total de sólidos,

normalmente entre un 70 y 90% son materia orgánica biodegradable, denominándose sólidos

volátiles.

pH: En operación normal de un digestor, el pH fluctúa entre 6.8 y 7.6 siendo un buen índice del

equilibrio ecológico requerido. Un aumento en el pH es índice de exceso de amoníaco; en tanto

que una disminución en el pH es índice de un aumento en el contenido de ácidos grasos

formación de natas o costras. La agitación puede obtenerse por medios mecánicos, por



recirculación del contenido del digestor, o bien reinyectando por el fondo el biogás producido.

A continuación se presentan dos propuestas técnicas de plantas generadoras de energía

eléctrica a partir de biogás, una de estas propuestas es una planta de pequeñas dimensiones la

cual puede ser ejecutada por una empresa agropecuaria de medianas dimensiones la cual debe

contar con la existencia de aproximadamente 88 hectáreas de maíz para ensilaje y de 300

vacas lecheras estabuladas. La segunda propuesta consta de una planta generadora

centralizada, la cual esta diseñada para ser llevada a cabo por una agrupación de agricultores y

ganaderos por la gran cantidad de materias primas que requiere para su funcionamiento.

Estas plantas generadoras requieren de un sistema de subsidio estatal para su construcción

y normal funcionamiento, ya que por su gran inversión y las tarifas normales las hacen poco

competitivas con las centrales convencionales (termoeléctricas e hidroeléctricas).

4.4.2 Propuesta técnica planta 500 kW

Esta propuesta vislumbra la posibilidad de que una empresa agropecuaria de un tamaño

mediano a grande pueda ampliar sus horizontes comerciales por medio del establecimiento de

una planta de biogás como lo son muy abundantes en Alemania, Austria y Dinamarca. Para

suplir los requerimientos de materia prima por parte de una planta de biogás se requiere de un

equilibrio de la relación C:N (variables criticas en la producción de biogás), para lo cual se ha

demostrado que la mezcla ideal son el silo de maíz y las excretas de ganado.

La propuesta técnica para la planta generadora con potencial de 500 kW de potencia se

presenta en el cuadro 4.12, en donde se pueden apreciar los requerimientos diarios y anuales

de materia prima por parte de la planta. De igual forma se observa la producción potencial de

biogás y del potencial energético de éste último, el cual se obtiene multiplicando la producción

de biogás por el equivalente a su poder calorífico que corresponde a 6,5 kWh/m³ (anexo 4). No

obstante de los 6,5 kWh/m³ de poder calorífico del biogás solo 2,765 kWh/m³ corresponden a

energía eléctrica, lo restante corresponde a energía térmica.

digestores, por lo cual se estima que esta planta generadora produzca 8.823 ton/año de



efluente o abono orgánico.

Para la recepción de ingresos solo se contemplan la venta de energía eléctrica y del

compost o abono orgánico. La energía térmica que se obtiene por concepto de cogeneración

proveniente del sistema de refrigeración de los motores se destinara para la regulación térmica

de los digestores, para el sistema de calefacción de los establos del ganado y para el secado

del compost.

Cuadro 4.12. Potencial técnico planta 500 kW

Entrada materia prima 28,4 t/d 10.380 t/aProducción biogás 4.048 m³/d 1.477.680 m³/aPotencial energético 26,31 MWh/d 9.605 MWh/aPeríodo ocupación 24 h/d 8.760 h/aEnergía eléctrica 11.192,72 kWh/d 4.085.785 kWh/aEficiencia eléctrica 38,7 %Potencia eléctrica 500 kW

Eficiencia térmica 48,9 %Potencia térmica 669 kWFuente: Elaboración propia con antecedentes de LEA GmbH, 2006.

4.4.2.1 Equipos contemplados en el proyecto

El listado de los principales equipos contemplados en el proyecto se presenta en el cuadro

4.13 y corresponden al tamaño señalado de 500 kW de potencia instalada de generación, la

cual tiene un potencial de producción de energía eléctrica de 4.085.785 kWh/año. El estudio de

opciones en relación a las dimensiones de la planta generadora y sus equipos fue realizado con

la empresa LEA GmbH, la cual es una empresa Austriaca que presta servicios de diseño,

construcción y asesorias técnicas en el rubro de las plantas generadoras de energía eléctrica a

partir de biogás.

4.4.2.2 Procesos de producción

Los procesos de producción y los costos de la materia prima de la alternativa analizada se

presentan en el cuadro 4.14, en donde se estiman los costos directos por cada retención que se

li l i t i d l di t t t di id l d ti

punto a resaltar es la utilización del precio del nudo Charrua correspondiente a la tarifa de



generación de abril del año 2007 ($ 48,531/kWh).

Cuadro 4.13. Listado de equipos contemplados en el proyecto planta 500 kWPreacondicionamiento Cantidad

EdificaciónCargador de ruedaContenedor de almacenajeHigienizador

1111

Digestión

Digestores ( 739 m³ y 965 m³ )Calefactores para digestoresEstanques de gasAgitadores ( 2,5 kW )Bombas ( 7,5 kW )

22223

Cogeneración

CHP de 250 kWel Antorcha

Sistema de control

21

1Efluente Tanque de almacenaje de residuos ( 2100 m³ ) 4

Cuadro 4.14. Estimación costos directos por retención planta 500 kW

ItemUnidad de

medidaCantidad $/Unidad $ Total

Materia prima (silo de maíz) Tmv 400 12.300 4.920.000

Transporte (recolección) Ton. 692 1.500 1.038.000Electricidad kWh 13.333 48,531 647.064

Costos de producción total $ 6.605.064

Costos de producción unitaria $/kWh 24Precio Nudo (Charrua) $/kWh 49Márgenes de contribución : Bruto/unidad $/kWh 25

Bruto/retención $ 6.809.642

Volumen materia prima por retención: 692 ton. (silo de maíz + excretas ganado)

Fuente: Elaboración propia con antecedentes de LEA GmbH, 2006.

Figura 4.3. Eficiencia eléctrica en motores CHP



Fuente: Biogás-nord, 2006.

4.4.2.3 Calendarización de la producción y requerimiento de materia prima

En el cuadro siguiente se presenta la calendarización de la producción por número de

retenciones y el periodo de tiempo que conlleva cada una de las retenciones mencionadas.

También de este cuadro se puede destacar que el proceso de descomposición anaeróbico

ocurre en condiciones termofílicas (43-55ºC), lo cual acelera la producción de biogás y

disminuye la duración del periodo de retención (ver cuadro 4.10). Por último se observan los

requerimientos de materias primas tanto silo de maíz como excretas de ganado bovino las que

suman un total anual de 10.380 toneladas. Para proporcionar tal cantidad de materia prima se

requiere de 300 vacas lecheras adultas estabuladas las cuales presentan un peso superior a los

400 kilos, cada vaca produce en promedio 40 kilos de excretas al día por lo cual en el lapso de

365 días proveerían las 4.380 toneladas de excretas requeridas.

Para proveer las 6.000 toneladas de silo de maíz se requiere el cultivo de 88 hectáreas, en

donde cada hectárea proporciona 80 toneladas de producción total y 68 Tmv útil/ha

aprovechable. Estos rendimientos corresponden a variedades de maíz para ensilaje de la

empresa semillera Semameris cultivadas en Los Ángeles.

Cuadro 4.15. Calendario de producción y requerimiento de materia prima planta 500 kWNecesidad de materiaprima (toneladas)Item

Nºretenciones/año

Días/retención Tº producciónRetención Anual

Silo de maíz 15 25 53,5ºC 400 6.000Excretas ganado 15 25 53 5ºC 292 4 380



consultadas corresponde aproximadamente al 85% de la materia que ingresa a los digestores,

por lo cual se estima que esta planta generadora produzca 85 000 ton/año de efluente o abono



por lo cual se estima que esta planta generadora produzca 85.000 ton/año de efluente o abono

orgánico.

Por concepto de recepción de ingresos solo se contemplan la venta de energía eléctrica y

del compost o abono orgánico. La energía térmica que se obtiene por concepto de

cogeneración proveniente del sistema de refrigeración de los motores se destinara para la

regulación térmica de los digestores, para ser inyectado al sistema de calefacción de los

establos del ganado de los asociados y para el secado del compost (efluente).

Cuadro 4.16. Potencial técnico planta 1.5 MW

Entrada materia prima 274 t/d 100.000 t/aProducción biogás 8.219 m³/d 3.000.000 m³/aPotencial energético 53,40 MWh/d 19.500 MWh/aPeríodo ocupación 24 h/d 8.760 h/aEnergía eléctrica 22.739,70 kWh/d 8.300.000 kWh/aEficiencia eléctrica 39,9 %Potencia eléctrica 1.472 kWEficiencia térmica 44,6 %Potencia térmica 1.890 kW

Fuente: Elaboración propia con antecedentes de Burmeister & Wain Scandinavian, 2007

4.4.3.1 Equipos contemplados en el proyecto

El listado de los principales equipos contemplados en el proyecto se presenta en el cuadro

4.17 y corresponden al tamaño señalado anteriormente de 1.5 MW de potencia instalada de

generación, la cual tiene un potencial de producción de energía eléctrica de 8.300.000 kWh/año.

El estudio de opciones correspondientes a las dimensiones de la planta generadora y sus

equipos fue realizado con la empresa Burmeister & Wain Scandinavian Contractor A/S, la cual

es una empresa Danesa que presta servicios de diseño, construcción y asesorias técnicas en el

rubro de las plantas generadoras de energía eléctrica a partir de biogás Es preciso mencionar

EdificaciónCargador de rueda

11



Cargador de ruedaContenedor de almacenajesaneador

111

Digestión

Digestores ( 2500 m³ )Calefactores para digestoresEstanques de gas ( 2000 m³ )Agitadores ( 2,5 kW )Bombas ( 7,5 kW )

22223

Cogeneración

CHP de 736 kWel

AntorchaSistema de control

2

11

Efluente Tanque de almacenaje de residuos ( 10000 m³ ) 2

4.4.3.2 Procesos de producción

Los procesos de producción y los costos de la materia prima de la alternativa analizada sepresentan en el cuadro 4.18, en donde se estiman los costos directos por cada retención que se

realiza en el interior de los digestores y que para este estudio se considero un lapso de tiempo

de 25 días según información proporcionada por las empresas consultadas. Cabe destacar que

la estimación de producción de energía eléctrica se estimó al 39,9% de eficiencia de la planta

debido a las indicaciones de la empresa Burmeister & Wain Scandinavian Contractor A/S. Este

porcentaje de eficiencia puede corroborarse con información obtenida de la empresa alemana

Biogás-nord (figura 4.3). Otros puntos a resaltar son la utilización del precio del nudo Charrua

correspondiente a la tarifa de generación de abril del año 2007 ($ 48,531/kWh) y de la

conversión de las materias primas en biogás, en donde se considero la transformación de una

tonelada de silo de maíz y una tonelada de excretas de ganado bovino en 220 y 36 m³/ton. de

biogás respectivamente (anexo 4).

Cuadro 4.18. Estimación costos directos por retención planta 1.5 MW

ItemUnidad de

medidaCantidad $/Unidad $ Total

Materia prima (silo de maíz) Tmv 1.000 12.300 12.300.000Transporte (recolección) Ton 6 667 1 500 10 000 500

Volumen materia prima por retención: 6.667 ton. (silo de maíz + excretas ganado)Fuente: Elaboración propia con antecedentes de Burmeister & Wain Scandinavian, 2007.



o ó p op o & ,

4.4.3.3 Calendarización de la producción y requerimiento de materia prima

En el cuadro siguiente se presenta la calendarización de la producción por número de

retenciones y el periodo de tiempo que conlleva cada una de las retenciones mencionadas. En

este cuadro se puede enfatizar al igual que en la propuesta anterior que el proceso de

descomposición anaeróbico ocurre en condiciones termofílicas (43-55ºC), lo cual acelera la

producción de biogás y disminuye la duración del periodo de retención (ver cuadro 4.10). Encuanto a los requerimientos de materias primas se observa que tanto la demanda de silo de

maíz como excretas de ganado bovino suman un total anual de 100.000 toneladas. Para

proporcionar tal cantidad de materia prima se requieren las excretas de 5.822 vacas lecheras

adultas estabuladas o su equivalente en novillos los cuales deben presentan un peso superior a

los 400 kilos, cada vaca o novillo produce en promedio 40 kilos de excretas al día por lo cual en

el lapso de 365 días proveerían las 85.000 toneladas de excretas requeridas.

Para abastecer las 15.000 toneladas anuales de silo de maíz que requiere la planta

generadora es necesario el cultivo de 221 hectáreas, en donde cada hectárea proporciona 80

toneladas de producción total y 68 Tmv útil aprovechable. Estos rendimientos corresponden a

variedades de maíz para ensilaje de la empresa semillera Semameris cultivadas en los Ángeles.

Cuadro 4.19. Calendario de producción y requerimiento de materia prima planta 1.5 MWNecesidad de materia

primaItemNº

retenciones/añoDías/retención Tº producción

Retención AnualSilo de maíz 15 25 53,5ºC 1.000 15.000Excretas ganado 15 25 53,5ºC 5.667 85.000Fuente: Elaboración propia con antecedentes de Burmeister & Wain Scandinavian, 2007.

4.5 Estudio financiero

Para realizar un estudio financiero de las propuestas mencionadas en esta memoria, es

indispensable efectuar una investigación sobre las condiciones en las que se encuentran las

presentaran las condiciones que actualmente presentan países como los europeos en donde se

ha legislado para hacer las tecnologías de las ERNC más competitivas frente a las fuentes



g p g p

convencionales de generación de energía eléctrica.

Todos los sistemas de apoyo a la generación de electricidad de origen renovable comparten

un mismo fundamento de fondo: la necesidad de establecer un mecanismo económico que

permita hacerlas competitivas frente a las fuentes energéticas convencionales. Es así como los

países de la Unión Europea han diseñado sistemas de apoyo a las ERNC que actualmente

prevalece en la UE-15, es el sistema de tarifas o primas mínimas, un sistema conocido bajo la

denominación genérica inglesa de Renewable Energy Feed-in Tariffs (REFIT). Con estesistema, los generadores de electricidad de fuentes renovable venden toda su producción a un

precio fijado legalmente en su totalidad (tarifa fija total) o en parte (prima o incentivo fijo),

quedando la cantidad de electricidad a producir en manos del mercado.

En la mayoría de los países donde se aplica este sistema, el cobro del precio o prima

queda, además, garantizado durante un período de tiempo que oscila entre un mínimo de 10años y un máximo que coincidiría con la vida útil de la instalación. Los sistemas REFIT han

demostrado, en general, ser muy eficaces para promover la producción de electricidad de

origen renovable, siempre que la tarifa o incentivo se sitúe en un nivel suficientemente elevado

para asegurar rentabilidades atractivas.

Los casos destacados en la Unión Europea son Alemania y Dinamarca, en donde se han

desarrollado mecanismos de apoyo dirigidos a incentivar y fortalecer la incorporación de las

plantas de biogás a los sistemas interconectados de estos países. El caso de Alemania es la

adopción de un nuevo sistema REFIT impuesto en abril del 2004 por el Parlamento Alemán, en

él se fija un aumento en el precio para la electricidad proveniente de la biomasa y una renta

garantizada por un período de 20 años, con una reducción de 1,5% anual. Las relativamente

altas tarifas de entrada sumadas con subsidios de inversión razonables y préstamos, han

generado un mercado considerable en Alemania para las ERNC.

Tabla 4.3. Ley alemana de energía renovableRenta

< 5 MW 4Bono por uso de cogeneración< 10 MW 2



< 10 MW 2Bono por innovación tecnológica

< 10MW 2Fuente: Thrän, 2006.

El otro caso destacado es Dinamarca, quien ha adoptado al igual que Alemania un sistema

REFIT en el cual se fija la tarifa de la electricidad proveniente del biogás en €0,081/kWh durante

los primeros 10 años de explotación. Cabe destacar que el desarrollo inicial de las plantas de

biogás en Dinamarca a fines de la década de los 70 y a comienzos de los 80, fue posible

gracias a la estrecha colaboración entre las autoridades, la industria, ganaderos y agricultores.

El apoyo estatal, traducido en fondos para la investigación y el desarrollo, y la construcción de

plantas piloto, fueron y han sido conjuntamente con el establecimiento de las condiciones

económicas adecuadas, vitales para el desarrollo de esta tecnología y la expansión en la

construcción de nuevas plantas de biogás. En los primeros años en que se adopto esta

tecnología en Dinamarca se llegaron a conceder subvenciones de hasta el 40%, que se han ido

reduciendo progresivamente, hasta desaparecer por completo en la actualidad.

En cuanto a las opciones de financiamiento externo para el establecimiento y desarrollo de

ERNC y en especial para la construcción de plantas de biogás, existen tres variables para

obtener los recursos. Una de estas variables es obtener el financiamiento por medio de las

empresas constructoras, quienes son las encargadas de obtener el financiamiento con

entidades crediticias extranjeras o con inversionistas privados para poder concretar losproyectos. Otra variable que se esta desarrollando en nuestro país es apoyo a proyectos de

ERNC, este apoyo de CORFO es para la prospección y materialización de proyectos de este

tipo. Es un monto que cubre parte de los estudios o asesorías especializadas en etapa de pre-

inversión para proyectos iguales o superiores a US$400.000 y que no excedan de

US$2.000.000. El cofinanciamiento será de hasta 50% del costo del estudio o asesoría, con un

tope máximo de $5.000.000 por empresa. Si la inversión es igual o superior a US$2.000.000, elsubsidio tendrá un tope máximo de US$60.000 por empresa.

En términos generales se podrá obtener parte del financiamiento necesario para:

• Asesorías especializadas necesarias para materializar el Proyecto (Estudios

prospectivos del recurso energético; Técnico-económico; Ingeniería básica; Ingeniería



de detalle; Impacto ambiental; entre otros).

• Estudios necesarios para evaluar e incorporar el proyecto al mecanismo de desarrollo

limpio.

Cabe destacar que los beneficiarios del subsidio serán empresas privadas, sean personas

naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, no necesariamente vinculadas con el negocio de

la generación energética, que desarrollen proyectos de inversión en generación de energía a

partir de fuentes renovables, por montos iguales o superiores a US$ 400.000.

Por último, la tercera variable de financiamiento externo es la obtención de una línea de

crédito de la Corporación Financiera Internacional (IFC World Bank Group), quien es un

miembro del Banco Mundial y tiene como mandato promover el desarrollo sostenible del sector

privado en los mercados emergentes. La IFC dispone de US$21,6 mil millones como cartera

propia destinada a financiar proyectos con las características antes indicadas, y de esta carterapropia US$6,3 mil millones están destinados a proyecto a desarrollarse en América Latina.

Como una forma de asegurar que los proyectos aprobados por el CORFO se materialicen, se

anunció recientemente la extensión de una línea de crédito de largo plazo por US$ 100

millones, destinada a financiar proyectos por hasta US$ 5 millones, permitiendo tasas de

interés, periodos de gracia y plazos de amortización únicos en el mercado local.

A continuación se presentan los estudios financieros de las dos propuestas expuestas en

esta memoria, en este estudio se contemplan las situaciones actuales del mercado eléctrico en

Chile y de igual forma se proyectan distintos porcentajes de financiamiento para observar como

se comportan las propuestas antes mencionadas.

4.5.1 Propuesta financiera planta 500 kW

4.5.1.1 Inversiones del proyecto

Para materializar la propuesta de la planta generadora con potencial de 500 kW de

funcionamiento de la planta durante el primer año, por un valor total de $196.828.260. Tomando

en cuenta lo descrito anteriormente se puede concluir que el total de inversiones iniciales para



la materialización y el funcionamiento de la propuesta de una planta de biogás con capacidad

de 500 kW es equivalente a $1.690.563.260.

4.5.1.2 Costos indirectos

Los costos indirectos que se encuentran relacionados con esta propuesta corresponden a

los gastos incurridos por concepto de remuneraciones los cuales equivalen anualmente a

$39.215.000. Estas remuneraciones pertenecen a los salarios del personal del proyecto, el cual

es muy reducido debido a la gran automatización de las plantas de biogás. Este personal estaconformado por un jefe de planta, un analista de planta, un administrativo, un operador de

proceso y un operador de motores.

Otro costo indirecto de este proyecto son los gastos incurridos en la mantención de las

instalaciones y de los equipos de cogeneración los cuales alcanzan anualmente los

$40.373.625. Los gastos de mantención de los equipos vienen dados en tres niveles:mantención periódica (cambio de filtros de biogás, aceite, aire, cambios de aceite y otros), semi-

overhaul (revisión y cambio de piezas dañadas) y overhaul (cambio de anillos, empaquetaduras,

etc. estén o no dañadas para asegurar la mayor vida útil de los equipos).

La depreciación de los activos fijos de la planta de biogás corresponde a un costo indirecto

del proyecto, el cual es un reconocimiento contable de la pérdida de valor de los bienes

inventariables de la empresa. Este es un costo imputado ya que no corresponde a una salida de

dinero, pero si corresponde a un sacrificio de recursos con respecto a la producción, por lo que

se le considera un verdadero costo, reconocido en la legislación tributaria chilena. Aunque

conceptualmente corresponde a un costo, en el flujo de fondos que se presentara más adelante

la depreciación ira en un reglón aparte, para separarla de las salidas de dinero efectivo. La

depreciación de este proyecto contempla un valor residual equivalente al 10% del costo de los

activos fijos que asciende a $149.373.500. El método utilizado será el lineal a 20 años por lo

cual la depreciación anual es de $67.218.075.

Para finalizar el análisis a los costos indirectos de la producción se deben incluir los gastos

Los costos directos de producción correspondientes a la propuesta de una planta de 500

kW de potencia instalada anualmente son equivalentes a $99 075 960 Este valor deriva del



kW de potencia instalada anualmente son equivalentes a $99.075.960. Este valor deriva del

punto 4.4.2.2. Procesos de producción, en donde los costos por retención han sidotransformados a costos anuales, de acuerdo al número de retenciones consideradas al año y

que equivalen a 15.

4.5.1.4 Ingresos

Los ingresos totales originados por la venta de la energía eléctrica producida anualmente

alcanzan los $198.287.232, esto considerando como valor de venta de la electricidad el precio

del nudo Charrua ubicado en la Octava región. El precio que presenta el nudo Charrua en su

fijación de tarifa en abril del año 2007 es de $48,531/kWh. Igualmente para más adelante

calcular la sensibilidad del proyecto con respecto al precio de la energía eléctrica, se presentan

los valores de la energía pertenecientes al Precio Medio de Mercado del Sistema

Interconectado Central al 3 de julio del 2007 el cual fue de $33,648/kWh y el valor de la energía

eléctrica calculado de acuerdo a las disposiciones de la nueva ley eléctrica alemana que paraeste tipo de planta de acuerdo a su tamaño el precio de venta de su energía se aproxima a los

$141,887/kWh.

Los ingresos por concepto de venta de compost anualmente ascienden a $352.920.000,

esto considerando el precio de venta promedio del mercado que equivale a $40.000 por

tonelada a granel puesto sobre camión. Este valor se consiguió cotizando los precios de ventaentre las empresas dedicadas a la producción de compost en Chile, entre las que se destaca

Compost Suelo Vivo cuyo gerente general don Claudio Barriga proporciono los valores de venta

del compost en el mercado.

Para concluir se puede señalar que por concepto de venta de la energía eléctrica producida

por la planta propuesta que equivale a 4.085.785 kWh/año y a las 8.823 toneladas de compost

producidas cada año por la planta, los ingresos en las condiciones actuales proyectadas

ascenderían anualmente a los $551.207.232 (ver cuadro 4.20).

Cuadro 4 20 Ingresos por ventas anuales propuesta 500 kW

Ley Alemana 1 - 20 579.719.776 352.920.000 932.639.776



4.5.1.5 Flujo de fondos y evaluación económica

En el anexo 5, se presenta el flujo de ingresos y gastos del proyecto propuesto, y la

evaluación económica del mismo. Este proyecto presenta flujos positivos a través de todo el

periodo evaluado, arrojando como resultado los indicadores que se muestran en el cuadro 4.21.

La evaluación antes mencionada contempla la utilización del valor tarifario del nudo

Charrua equivalente a $48,531/kWh como precio de venta de la energía eléctrica, paradeterminar la percepción de ingresos. Asimismo se considera como información financiera la

tasa de interés de un 7% anual, una tasa de retorno de un 12% que es la que exigen para sus

inversiones los grupos inversores dedicados al negocio de las plantas de biogás y finalmente un

IPC para los reajustes del 2,6% anual.

Cuadro 4.21. Evaluación según situación actual propuesta 500 kWParámetros Valores VAN ($) 406.690.294TIR 16%Monto de la Inversión ($) 1.690.563.260

4.5.1.6 Fuentes y flu jo de fondos

En los cuadros 4.22 y 4.23, se muestra la simulación de la situación financiera de la planta

de 500 kW propuesta después de haber adquirido un crédito como concepto de financiamiento

externo del 25% y 50% respectivamente. Este crédito se adquiere con una tasa de interés de

7% anual y a un plazo de pago en cuotas fijas de 5 años. Los flujos de fondos proyectados

luego de haber adquirido estos créditos se presentan en el anexo 5.

Cuadro 4.22. Fuentes y usos de fondos propuesta 500 kW (financiamiento 25%)

Item Deuda Cuota Interés Amortización

Año 1 422 640 815 103 078 162 29 584 857 73 493 305

Cuadro 4.23. Fuentes y usos de fondos propuesta 500 kW (financiamiento 50%)

Item Deuda Cuota Interés Amortización

Año 1 845 281 630 206 156 324 59 169 714 146 986 610



Año 1 845.281.630 206.156.324 59.169.714 146.986.610

Año 2 698.295.020 206.156.324 48.880.651 157.275.673

Año 3 541.019.348 206.156.324 37.871.354 168.284.970

Año 4 372.734.378 206.156.324 26.091.406 180.064.918

Año 5 192.669.460 206.156.324 13.486.862 192.669.462

4.5.1.7 Análisis de sensibi lidad

En los siguientes cuadros se presenta el análisis de sensibilidad del proyecto. En estos

cuadros citados se observa que en los tres escenarios supuestos, se obtienen tasas internas de

retorno superiores a la tasa de descuento empleada para evaluar el VAN. Cabe destacar que

los tres parámetros utilizados para evaluar el proyecto son la sensibilización del VAN con

respecto al valor de venta de la energía eléctrica, al financiamiento externo y por último a los

costos directos de producción.

La sensibilización al precio de venta de la energía eléctrica muestra una tasa interna de

retorno superior a la tasa de descuento empleada para evaluar el VAN. También se aprecia que

al utilizar el Precio Medio de Mercado del SIC (caso A en cuadro 4.24), el valor del TIR se

aproxima a la tasa de descuento, por lo cual se podría decir que el PMM SIC es un valor o

punto critico para este proyecto y para los inversionistas.

Cuadro 4.24. Sensibilización al precio de venta de la Energía Eléctrica propuesta 500 kWParámetros Caso A Caso B Caso CInversión 1.687.586.732 1.690.563.260 1.690.563.260Período del proyecto (años) 20 20 20Precio de venta de energía ($/kWh) 33,648 48,531 141,887Tasa de descuento 12% 12% 12%TIR 13% 16% 36%

VAN ($) 91.873.709 406.690.294 2.518.068.663

Gráfico 4.2. Sensibilidad al precio de venta de la energía eléctrica propuesta 500 kW

Precio v/s VAN



0

500.000.000

1.000.000.000

1.500.000.000

2.000.000.000

2.500.000.000

3.000.000.000

33,648 48,531 141,887

Precio vent a Ener gía Eléct ica ($)

M i l l o n e s d e P e s o s

VAN

Para determinar como afecta el tipo de financiamiento, se utilizará el Caso B del cuadro

4.24, este caso cumple las condiciones actuales del proyecto ya que no presenta un

financiamiento externo. A continuación se evalúa como incide un financiamiento de 50%, 25% y

el caso particular de financiarse con los recursos propios lo que entrega la rentabilidad

intrínseca del proyecto. En el cuadro 4.25 se observa como el financiamiento externo influye

positivamente en el estado de resultado del proyecto, donde la TIR se ve afectada

moderadamente en 3 puntos porcentuales.

Cuadro 4.25. Sensibilización al Financiamiento propuesta 500 kWParámetros Caso A Caso B Caso CInversión de recursos propios 1.690.563.260 1.267.922.445 845.281.630Período del proyecto (años) 20 20 20Precio de venta de energía ($/kWh) 48,531 48,531 48,531Porcentaje de financiamiento 0% 25% 50%Tasa de interés anual 7% 7% 7%

Período del préstamo (años) 0 5 5Tasa de descuento 12% 12% 12%TIR 16% 18% 19%VAN ($) 406.690.294 463.137.688 519.585.083

Financiamiento v/s VAN

600 000 000



0

100.000.000

200.000.000

300.000.000

400.000.000

500.000.000

600.000.000

0 25 50

Porcent aje de Financiamien to (%)


VA N

Para establecer como afectan a la sensibilización del proyecto los costos directos de

producción se presenta una simulación en el cuadro 4.26. En este cuadro se exponen tres

situaciones 0%, 10% y 25% de aumento de los costos directos de producción tomando como

base la propuesta inicial la cual no contempla financiamiento externo. La siguiente simulaciónmuestra un leve descenso en la tasa interna de retorno, auque cabe destacar que la TIR en las

tres situaciones se encuentra por sobre la tasa de descuento empleada para evaluar el VAN.

Para finalizar se puede decir que la propuesta en cualquiera de las tres situaciones presentadas

es viable para los inversionistas del proyecto.

Cuadro 4.26. Sensibilización a los costos directos de producción propuesta 500 kWParámetros Caso A Caso B Caso C

Inversión 1.690.563.260 1.700.470.850 1.715.332.250Período del proyecto (años) 20 20 20Precio de venta de energía ($/kWh) 48,531 48,531 48,531Costos directos de producción 99.075.960 108.983.550 123.844.950Aumento costos directos 0% 10% 25%

Gráfico 4.4. Sensibilidad a los costos directos de producción propuesta 500 kW

Costos Directos v/s VAN



0

100.000.000

200.000.000

300.000.000

400.000.000

500.000.000

0 10 25

Aum en to Cos to s Dire ctos de Pro du cción (%)


VA N

4.5.2 Propuesta financiera planta 1.5 MW

4.5.2.1 Inversiones del proyecto

Para materializar la propuesta de la planta generadora con potencial de 1.5 MW de

capacidad instalada, se requiere una inversión de activos fijos de $4.223.069.499. Esta

inversión corresponde a los costos destinados a la construcción de la planta de biogás

propuesta en el punto 4.4.3, así como también corresponde entre otros a la adquisición de

maquinaria y equipos descritos con anterioridad en el cuadro 4.17. También en las inversiones

iniciales del proyecto se ha considerado la necesidad de capital de trabajo para el

funcionamiento de la planta durante el primer año, por un valor total de $552.025.400. Tomandoen cuenta lo descrito anteriormente se puede concluir que el total de inversiones iniciales para

la materialización y el funcionamiento de la propuesta de una planta de biogás con capacidad

de 1.5 MW es equivalente a $4.775.094.899.

4.5.2.2 Costos indirectos

Los costos indirectos que se encuentran relacionados con esta propuesta corresponden alos gastos incurridos por concepto de remuneraciones los cuales equivalen anualmente a

$54.901.000. Estas remuneraciones pertenecen a los salarios del personal del proyecto, el cual

es muy reducido debido a la gran automatización de las plantas de biogás. Este personal esta

$82.004.000. Los gastos de mantención de los equipos vienen dados en tres niveles:

mantención periódica (cambio de filtros de biogás, aceite, aire, cambios de aceite y otros), semi-

overhaul (revisión y cambio de piezas dañadas) y overhaul (cambio de anillos empaquetaduras



overhaul (revisión y cambio de piezas dañadas) y overhaul (cambio de anillos, empaquetaduras,

etc. estén o no dañadas para asegurar la mayor vida útil de los equipos).

La depreciación de los activos fijos de la planta de biogás corresponde a un costo indirecto

del proyecto, el cual es un reconocimiento contable de la pérdida de valor de los bienes

inventariables de la empresa. Este es un costo imputado ya que no corresponde a una salida de

dinero, pero si corresponde a un sacrificio de recursos con respecto a la producción, por lo que

se le considera un verdadero costo, reconocido en la legislación tributaria chilena. Aunqueconceptualmente corresponde a un costo, en el flujo de fondos que se presentara más adelante

la depreciación ira en un reglón aparte, para separarla de las salidas de dinero efectivo. La

depreciación de este proyecto contempla un valor residual equivalente al 10% del costo de los

activos fijos que asciende a $422.306.950. El método utilizado será el lineal a 20 años por lo

cual la depreciación anual es de $190.038.127.

Para finalizar el análisis a los costos indirectos de la producción, se deben incluir los gastos

en seguro y otros gastos los cuales se pueden ver en el anexo 5. Los costos indirectos

anualmente para esta propuesta, descontando la depreciación ascienden a un total de

$173.840.000.

4.5.2.3 Costos directosLos costos directos de producción correspondientes a la propuesta de una planta de 1.5

MW de potencia instalada anualmente son equivalentes a $378.185.400. Este valor deriva del

punto 4.4.3.2. Procesos de producción, en donde los costos por retención han sido

transformados a costos anuales, de acuerdo al número de retenciones consideradas al año y

que equivalen a 15.

4.5.2.4 Ingresos

Los ingresos totales originados por la venta de la energía eléctrica producida anualmente

Interconectado Central al 3 de julio del 2007 el cual fue de $33,648/kWh y el valor de la energía

eléctrica calculado de acuerdo a las disposiciones de la nueva ley eléctrica alemana que para

este tipo de planta de acuerdo a su tamaño el precio de venta de su energía se aproxima a los



este tipo de planta de acuerdo a su tamaño el precio de venta de su energía se aproxima a los

$120,497/kWh.

Los ingresos por concepto de venta de compost anualmente ascienden a $3.400.000.000,

esto considerando el precio de venta promedio del mercado que equivale a $40.000 por

tonelada a granel puesto sobre camión. Este valor se consiguió cotizando los precios de venta

entre las empresas dedicadas a la producción de compost en Chile, entre las que se destaca

Compost Suelo Vivo cuyo gerente general don Claudio Barriga proporciono los valores de ventadel compost en el mercado.

Para concluir se puede señalar que por concepto de venta de la energía eléctrica producida

por la planta propuesta que equivale a 8.300.000 kWh/año y a las 85.000 toneladas de compost

producidas cada año por la planta, los ingresos en las condiciones actuales proyectadas

ascenderían anualmente a los $3.802.807.300 (ver cuadro 4.27).

Cuadro 4.27. Ingresos por ventas anuales propuesta 1.5 MW

Item AñoEnergíaEléctrica

CompostIngreso anual

porventa

Nudo

Charrua

1 - 20 402.807.300 3.400.000.000 3.802.807.300

PMM SIC 1 - 20 279.278.400 3.400.000.000 3.679.278.400Ley Alemana 1 - 20 1.000.125.100 3.400.000.000 4.400.125.100

4.5.2.5 Flujo de fondos y evaluación económica

En el anexo 5, se presenta el flujo de ingresos y gastos del proyecto propuesto, y la

evaluación económica del mismo. Este proyecto presenta flujos positivos a través de todo elperiodo evaluado, arrojando como resultado los indicadores que se muestran en el cuadro 4.28.

La evaluación antes mencionada contempla la utilización del valor tarifario del nudo

Cuadro 4.28. Evaluación según situación actual propuesta 1.5 MW

Parámetros Valores VAN ($) 13.574.593.613



($)

TIR 57%Monto de la Inversión ($) 4.775.094.899

4.5.2.6 Fuentes y flu jo de fondos

En los cuadros 4.29 y 4.30, se muestra la simulación de la situación financiera de la planta

de 1.5 MW propuesta después de haber adquirido un crédito como concepto de financiamiento

externo del 25% y 50% respectivamente. Este crédito se adquiere con una tasa de interés de

7% anual y a un plazo de pago en cuotas fijas de 5 años. Los flujos de fondos proyectados

luego de haber adquirido estos créditos se presentan en el anexo 5.

Cuadro 4.29. Fuentes y usos de fondos propuesta 1.5 MW (financiamiento 25%)Item Deuda Cuota Interés AmortizaciónAño 1 1.193.773.725 291.150.303 83.564.161 207.586.142Año 2 986.187.583 291.150.303 69.033.131 222.117.172

Año 3 764.070.411 291.150.303 53.484.929 237.665.374Año 4 526.405.036 291.150.303 36.848.353 254.301.950Año 5 272.103.086 291.150.303 19.047.216 272.103.087

Cuadro 4.30. Fuentes y usos de fondos propuesta 1.5 MW (financiamiento 50%)Item Deuda Cuota Interés AmortizaciónAño 1 2.387.547.450 582.300.606 167.128.322 415.172.285

Año 2 1.972.375.166 582.300.606 138.066.262 444.234.344Año 3 1.528.140.821 582.300.606 106.969.857 475.330.749Año 4 1.052.810.073 582.300.606 73.696.705 508.603.901Año 5 544.206.172 582.300.606 38.094.432 544.206.174

4.5.2.7 Análisis de sensibi lidad

En los siguientes cuadros se presenta el análisis de sensibilidad del proyecto. En estoscuadros citados se observa que en los tres escenarios supuestos, se obtienen tasas internas de

retorno superiores a la tasa de descuento empleada para evaluar el VAN. Cabe destacar que

los tres parámetros utilizados para evaluar el proyecto son la sensibilización del VAN con

al utilizar el Precio Medio de Mercado del SIC (caso A en cuadro 4.31), el valor de la TIR es el

más bajo de las tres situaciones presentadas, auque se encuentra muy por encima de la tasa

de descuento. Al contrario, a pesar de que por sus mayores dimensiones los ingresos por medio



de la ley alemana son menores a la propuesta de la planta de 500 kW de potencia, en el caso Cla TIR es mayor en 12 puntos porcentuales al caso A.

Cuadro 4.31. Sensibilización al precio de venta de la Energía Eléctrica propuesta 1.5 MWParámetros Caso A Caso B Caso CInversión 4.761.700.199 4.775.094.899 4.775.094.899Período del proyecto (años) 20 20 20Precio de venta de energía ($/kWh) 33,648 48,531 120,497Tasa de descuento 12% 12% 12%TIR 55% 57% 67%VAN ($) 12.988.841.267 13.574.593.613 16.880.981.341

Gráfico 4.5. Sensibilidad al precio de venta de la energía eléctrica propuesta 1.5 MW

Precio v/s VAN

0

5.000.000.000

10.000.000.000

15.000.000.000

20.000.000.000

33,648 48,531 120,497

Precio venta Energía Eléctrica ($)


VA N

Para determinar como afecta el porcentaje de financiamiento, se utilizará el Caso B del

cuadro 4.31, este caso cumple las condiciones actuales del proyecto ya que no presenta un

financiamiento externo. A continuación se evalúa como incide un financiamiento de 50%, 25% y

el caso particular de financiarse con los recursos propios lo que entrega la rentabilidad

intrínseca del proyecto. En el cuadro 4.32 se observa como el financiamiento externo influye

Período del proyecto (años) 20 20 20Precio de venta de energía ($/kWh) 48.531 48,531 48.531Porcentaje de financiamiento 0% 25% 50%Tasa de interés anual 7% 7% 7%



asa de te és a ua % % %

Período del préstamo (años) 0 5 5Tasa de descuento 12% 12% 12%TIR 57% 69% 91%VAN ($) 13.574.593.613 13.734.032.583 13.893.471.554

Gráfico 4.6. Sensibilidad al financiamiento propuesta 1.5 MW

Financiamiento v/s VAN

13.400.000.00013.500.000.000

13.600.000.000

13.700.000.000

13.800.000.000

13.900.000.000

14.000.000.000

0 25 50

Por centaje d e Financiamien to (%)


VAN

Para establecer como afectan a la sensibilización del proyecto los costos directos de

producción se presenta una simulación en el cuadro 4.33. En este cuadro se exponen tres

situaciones 0%, 10% y 25% de aumento de los costos directos de producción tomando como

base la propuesta inicial la cual no contempla financiamiento externo. La siguiente simulación

muestra un leve descenso en la tasa interna de retorno, auque cabe destacar que la TIR en las

tres situaciones se encuentra por sobre la tasa de descuento empleada para evaluar el VAN.

Para finalizar se puede decir que la propuesta en cualquiera de las tres situaciones presentadas

es viable para los inversionistas del proyecto

Costos directos de producción 378.185.400 416.003.940 472.731.750Aumento costos directos 0% 10% 25%Tasa de descuento 12% 12% 12%TIR 57% 56% 54%



VAN ($) 13.574.593.613 13.297.820.504 12.882.660.842

Gráfico 4.7. Sensibilidad a los costos directos de producción propuesta 1.5 MW

Costos Directos v/s VAN

12.400.000.000

12.600.000.000

12.800.000.000

13.000.000.000

13.200.000.000

13.400.000.00013.600.000.000

13.800.000.000

0 10 25

Aum en to Costo s Dire ctos de Pro du cción (%)


VAN

5. CONCLUSIONES



• El mercado de la energía eléctrica se encuentra en un constante crecimiento y aún no

se definen las políticas de cómo Chile abastecerá este déficit de energía. Cuando se

legisle sobre estas políticas debería considerarse la alternativa del biogás como una

verdadera fuente de energía frente a otras alterativas tradicionales.

• La tendencia del precio de la energía eléctrica en nuestro país experimenta un

constante aumento. La posibilidad de que el precio desminuya se aprecia muy remota

en el mercado nacional, principalmente por la crisis del gas y los conflictos de intereses

con Bolivia y Argentina referente al hidrocarburo, la tendencia es que el precio se

mantenga y posiblemente llegue a subir de no haber solución al conflicto.

• El valor utilizado para la realización de los estudios fue el precio del Nudo Charrúa,

debido a que este último es el precio del área en la que se desea establecer alguno de

los proyectos. Igualmente el área de estudio fue considerada producto de sus

condiciones edafoclimáticas apropiadas para el desarrollo de cultivos anuales como lo

es el maíz para silo. También se considero la Octava región por la gran disponibilidad

de ganado bovino, lo cual se complementa de gran manera con este tipo de proyecto al

obtener una fuente de materia prima gratuita.

• Este estudio fue definido bajo los rangos conservadores en cuanto a la evaluación

técnica de las plantas de biogás, ya que se utilizo un rango promedio de generación el

cual fue obtenido de los catálogos de las empresas consultadas. Lo anterior se refiere

ha que no se considero la posibilidad de ampliar el potencial de generación de las

plantas de biogás durante el período de evaluación. También se ha considerado elperíodo de vida de las plantas en 20 años para calcular la rentabilidad, sabiendo que

en los dos casos se espera que la generación se prolongue por más de 20 años.

• Los resultados del estudio técnico pueden servir de referencia para futuros proyectos

que tengan la misma capacidad de retención que los evaluados en estas propuestas,



pero es necesario evaluar cada caso en particular y lo más importante validar estos

resultados con pruebas considerando las variables criticas en la producción del biogás

según el origen de las materias primas utilizadas.

• La energía térmica proveniente del sistema de refrigeración de los equipos de

cogeneración, será aprovechada para la regulación térmica de los procesos de

producción al interior de los biodigestores, ya que la digestión anaerobia no generacalor y la temperatura requerida para este proceso esta en el rango termofílico de 43º a

55ºC. Otra utilidad que prestara la energía térmica liberada por el sistema, será la

utilización de esta última en la calefacción de los establos del ganado y su

aprovechamiento en el secado del compost para su posterior comercialización.

• Las dimensiones de las propuestas presentadas se orientaron tomando en cuenta la

cantidad de materias primas requeridas para su correcto funcionamiento. Es así que

para la planta más pequeña proyectada con un potencial de 500 kW de potencia

instalada, se proyecto para ser ejecutada por una empresa agropecuaria de grandes

dimensiones. En cambio la planta de mayor dimensión con un potencial de 1.5 MW, se

proyecto para ser ejecutada por una agrupación de agricultores y ganaderos, debido a

las grandes cantidades de materia prima requerida para su funcionamiento y el gran

costo de inversión para su construcción.

• La factibilidad de obtener un financiamiento externo para concretar alguna de las

propuestas es posible gracias a la posibilidad de adquirir una línea de crédito de parte

de la Corporación Financiera Internacional (IFC), esta línea de crédito se obtiene por

medio de CORFO y tiene un monto máximo de US$5 millones por proyecto. Otro tipo

de financiamiento es por medio de las empresas constructoras quienes se encargan de

conseguir inversionista para llevar a cabo los proyectos.

L f tibilid d ó i b t i iti l

• El escenario actual de las tarifas eléctricas en Chile hacen que estas propuestas sean

inviables utilizando la venta de energía eléctrica como única fuente de ingresos, es por



eso que para evaluar financieramente estas propuestas se incorporó la venta decompost como una forma de obtener mayores ingresos y hacer positivos los análisis

económicos.

• La respuesta al financiamiento externo se traduce en un aumento considerable del VAN

y de la TIR, el cual se incrementa al aumentar el porcentaje de financiamiento externo.

Lo anterior indica que el proyecto es altamente rentable bajo los parámetros que se hanestipulado.

• Para elevar los ingresos de las propuestas se puede mencionar que podría obtenerse

ingresos por concepto de recepción de desechos de las empresas agroindustriales, las

cuales podrían pagar al igual a lo que ocurre en Dinamarca una tarifa por concepto de

recolección y eliminación de sus desechos.

• Finalmente se puede extraer de esta memoria que los desechos agrícolas o

agropecuarios no son una solución a nuestros problemas energéticos, ni nunca lo

serán, solo son una variable para diversificar nuestra matriz energética y una forma de

contrarrestar el impacto ambiental que producen la fuentes convencionales de

generación energética.

6. BIBLIOGRAFIA



1. ALKALAY, D. 2006. Aprovechamiento de desechos agropecuarios para la producción

de energía. Universidad Técnica Federico Santa María. Valparaíso, Chile. Disponible en

http://www.fao.org/DOCREP/006/AD098S/AD098S08.htm. Consultado el 29 de agosto

de 2006.

2. BECERRA, P. 2004. Estudio de Factibilidad Técnica Económica de una Planta de

Generación de Energía Eléctrica a partir de Biogás de Rellanos Sanitarios. Memoria de

Título. Curico, Chile. Universidad de Talca. Facultad de Ingeniería. 87 p.

3. BIOLECHE. 2005. Resultado ensayo maíces para ensilaje, grano húmedo y grano seco,

temporada 2004-2005. Revista Bioleche 2005.

4. CNE. 2006. Fuentes Energeticas: Energías renovables. Disponible enhttp://www.cne.cl/fuentes_energeticas/f_renovables.html. Consultado el 29 de agosto de

2006.

5. CNE. 2005. Electricidad: Noticias año 2005. Disponible en

http://www.cne.cl/noticias/electricidad/noti19_07_05.php. Consultado el 29 de agosto de

2006.

6. CNE. 2006. Aprobado reglamento para energías renovables no convencionales.

Disponible en http://www.cne.cl/noticias/electricidad/noti18_01_06.php. Consultado el

29 de agosto de 2006.

7. COSTA, L. 2000. Generación de Energía Eléctrica a Partir de la Gasificación de

Biomasa Forestal. Disponible en http://www.cne.cl/seminario/pdf/costa_luis.pdf.

Consultado el 28 de agosto de 2006.

9. ENERGÍA VERDE. 2006. Bioenergía Verde: Tecnología que limpia. (en línea).

Disponible en http://www.bioplanet.net/magazine/bio_marabr_2002/bio_2002_marabr_

reportaje.htm. Consultado el 12 de septiembre de 2006.



10. INE. 2005. Anuario de estadísticas agropecuarias 2004-2005. INE, octubre 2005.

11. INE. 2006. Cultivos por regiones. (en línea). Disponible en

http://www.ine.cl/ine/canales/actualidad/noticias/2005/jun/not080605.php. Consultado el

28 de agosto de 2006.

12. INE. 2006. Estudio de la ganadería bobina regiones del Maule, del Biobío, de la

Araucanía y de Los Lagos. (Octubre-Diciembre 2005). INE, mayo 2006.

13. INFORMATIVO AGROPECUARIO. 2006. Costos de producción cultivo de maíz

ensilaje. Bioleche-INIA Quilamapu, Año 19 Nº 2. Junio 2006. Pag: 49.

14. JARA, W. Introducción a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Chile.

Endesa Chile. Primera Edición: Agosto de 2006. Pag: 55-57, 68-69.

15. KÖNEMUND, T. 2004. Proyecto Energías Renovables no Convencionales (ERNC) en

Chile. (GTZ-Chile). Disponible en http://www.pnud.cl/areas/Energia-Medio-

Ambiente/taller_energia _ppt/ santiago/TrudyERNC.pdf. Consultado el 12 de septiembre

de 2006.

16. MORENO, J. MOCARQUER, S y RUDNICK, H. 2006. Generación Eólica en Chile:

Análisis del Entorno y Perspectivas de Desarrollo. Santiago, Chile. Disponible en

http://www.systep.cl/documents/IEEE%20%20Generacion%20Eolica%20en%20Chile.p

df. Consultado el 26 de septiembre de 2006.

17. NUESTRA TIERRA. 2006. Agricultura Familiar Campesina: Realidad Ganadera.

Nuestra Tierra, FUCOA. Nº 239. Marzo 2006. Pag: 30-31.

20. TECNUN. 2005. Energía de la Biomasa. Disponible en

http://www.tecnun.es/asignaturas/ecologia/trabajos/energias/biomasa.htm. Consultado



el 28 de septiembre de 2006.

21. THRÄN, D. 2006. Sustainable strategies for biomass use in the European context.

Analysis in the charged debate on national guidelines and the competition between

solid, liquid and gaseous biofuels. Institut für energetik und umwelt. Edición 1/2006. 359

pág.

22. VACAREZZA, F. 2005. Recursos Forestales, ¿Alternativa Energética para el País?.

Disponible en http://www.ust.cl/medios/Biblioteca2/Publicaciones/Informes/informer

naturales4.pdf. Consultado el 6 de septiembre de 2006.

23. VILDÓSOLA, P. 2005. La energía que viene del campo. Disponible en

http://web.ceo.cl/609/article-65422.html. Consultado el 28 de agosto de 2006.

24. VILDÓSOLA, P. 2006. El agro aprieta el acelerador. Disponible en

http://www.economiaynegocios.cl/noticias/noticias_foto.asp?id=91436&tipo=3.

Consultado el 3 de octubre de 2006.



ANEXOS

Anexo 1. Mercado de la energía eléctri ca en Chile.

Datos históricos de precios de nudo sistemas eléctricos Chilenos.

SIC (1)

FIJACION E í P t i

IPC

M

Dólar Prom.

Ob d

UF

Ulti dí hábil

Factor de

t li ió



FIJACION EnergíaNominal

PotenciaNominal

Mes Anterior

Observadomes anterior

Ultimo día hábilmes anterior

actualizaciónreal

OCTUBRE 1982 1,780 353,50 9,17 60,000 1.297,1 13,95INDEX. A NOV-82 2,003 397,80 9,61 68,000 1.349,2 13,41ABRIL 1983 1,886 424,10 10,43 73,280 1.524,3 11,87OCTUBRE 1983 2,106 463,90 11,84 82,290 1.733,6 10,44ABRIL 1984 2,100 518,60 12,67 88,180 1.841,0 9,83OCTUBRE 1984 2,610 618,60 13,72 115,05 1.984,3 9,12

ABRIL 1985 3,054 704,30 16,46 146,69 2.372,6 7,63OCTUBRE 1985 3,471 757,20 18,42 175,27 2.705,8 6,69ABRIL 1986 3,960 767,60 20,23 186,39 2.964,5 6,10OCTUBRE 1986 4,008 768,70 21,60 195,04 3.164,9 5,72ABRIL 1987 4,550 831,40 23,81 210,05 3.470,3 5,21OCTUBRE 1987 5,489 911,70 26,18 225,35 3.808,3 4,75ABRIL 1988 6,497 919,50 28,24 244,57 4.118,6 4,39OCTUBRE 1988 7,216 944,80 29,31 246,39 4.310,3 4,20

ABRIL 1989 8,128 976,03 31,87 252,29 4.648,5 3,89OCTUBRE 1989 8,860 1197,30 35,10 267,67 5.093,9 3,55ABRIL 1990 10,377 1429,90 39,49 295,47 5.725,1 3,16OCTUBRE 1990 9,655 1666,50 45,36 323,90 6.389,5 2,83ABRIL 1991 10,655 1839,70 48,58 356,12 7.130,5 2,54OCTUBRE 1991 9,828 1979,90 53,91 376,00 7.870,8 2,30ABRIL 1992 9,908 1961,10 57,33 379,03 8.463,8 2,14OCTUBRE 1992 11,074 1798,00 62,04 385,58 8.957,9 2,02

ABRIL 1993 12,710 2046,80 64,59 417,60 9.517,0 1,90OCTUBRE 1993 13,414 2489,30 69,68 432,85 10.160,4 1,78ABRIL 1994 14,112 2655,70 73,47 455,21 10.776,9 1,68OCTUBRE 1994 15,309 2510,70 76,95 414,87 11.321,8 1,60ABRIL 1995 15,556 2565,90 79,47 410,46 11.698,8 1,55OCTUBRE 1995 14,528 2526,60 83,54 394,56 12.242,7 1,48ABRIL 1996 14,762 2687,65 85,78 411,55 12.606,0 1,44OCTUBRE 1996 12,895 2888,62 88,78 411,84 13.069,7 1,38ABRIL 1997 13,697 2790,16 91,59 414,05 13.491,8 1,34OCTUBRE 1997 11,311 3111,75 94,13 414,90 13.779,2 1,31ABRIL 1998 10,437 3328,96 96,46 452,53 14.203,8 1,27OCTUBRE 1998 9,987 3288,29 98,61 470,50 14.473,1 1,25ABRIL 1999 10,633 2753,53 100,37 492,48 14.729,3 1,23

INDEX. A DIC-01 17,182 3611,93 110,10 689,40 16.257,8 1,11ABRIL 2002 15,599 3650,00 110,26 663,26 16.197,7 1,12INDEX. A OCT-02 15,599 3650,00 112,48 726,98 16.455,0 1,10OCTUBRE 2002 16,075 3918,28 112,48 726,98 16.455,0 1,10

INDEX A FEB 03 16 075 3918 28 112 97 722 48 16 691 7 1 08



INDEX A FEB-03 16,075 3918,28 112,97 722,48 16.691,7 1,08ABRIL 2003 16,802 3787,12 115,21 743,28 16.783,6 1,08OCTUBRE 2003 16,746 3572,00 114,97 675,44 16.946,0 1,09INDEX. A ENE-04 16,746 3572,00 114,07 602,90 16.920,0 1,09ABRIL 2004 18,934 3377,67 114,35 603,91 16.820,8 1,09INDEX. A SEPT-04 20,276 3788,39 116,58 635,93 17.132,9 1,07OCTUBRE 2004 19,135 3816,62 116,64 616,55 17.190,8 1,07ABRIL 2005 19,453 3820,86 117,10 586,48 17.198,8 1,07

MOD JUNIO 2005 25,338 3820,86 118,47 578,31 17.407,3 1,06OCTUBRE 2005 27,106 3635,89 121,23 536,70 17.717,6 1,04INDEX. A DIC-05 24,363 3528,38 121,53 529,88 17.973,5 1,02ABRIL 2006 25,996 4215,33 121,82 528,77 17.915,7 1,03INDEX. A JUN-06 25,996 4215,33 122,90 520,79 18.094,6 1,02INDEX. A AGO-06 25,996 4215,33 124,29 540,62 18.239,6 1,01INDEX. A SEPT-06 25,996 4215,33 124,62 538,53 18.336,0 1,00INDEX. A OCT-06 25,996 4215,33 124,64 538,65 18.399,3 1,00

OCTUBRE 2006 28,744 4344,74 124,64 538,65 18.399,3 1,00Fuente: CNE, 2006.Notas Precio:Energía Nominal en ($/kWh)Potencia Nominal en ($/kW/mes)(1) El precio de energía corresponde al fijado en Alto Jahuel (Santiago) y el de potencia al

del nudo maitencillo.

EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN POR SISTEMA ELÉCTRICO(1)

AÑOS 1990 – 2005

(cifras en MW)

AÑOS SING SIC SISTEMA AYSEN (2) SISTEMA MAGALLANES (3) TOTAL (4)

1990 N/D 3.195,1 N/D 45,5 3.240,6

1991 N/D 3.831,1 N/D 45,5 3.876,7

1992 N/D 3.831,1 N/D 46,4 3.877,5

1993 799,1 3.889,9 N/D 46,4 4.735,4

1994 799,1 3.893,4 N/D 49,3 4.741,8

1995 1.156,9 4.083,6 N/D 49,3 5.289,8

1996 1 159 6 4 858 5 N/D 60 2 6 078 3

2002 3.633,2 6.737,2 22,6 64,5 10.457,5

2003 3.640,7 6.996,2 33,1 65,0 10.735,0

2004 3.595,8 7.867,4 33,5 64,7 11.561,4

2005 3.595,8 8.288,3 33,5 64,7 11.982,3

(1) Los valores de este cuadro corresponden a la potencia nominal (o valor de placa) de cada central



(1) Los valores de este cuadro corresponden a la potencia nominal (o valor de placa) de cada central.(2) Sistema Aysen incluye Puerto Aysen y Coyhaique.(3) Sistema Magallanes incluye Punta Arenas, Puerto Porvenir y Puerto Natales.(4) Los valores de este cuadro no incluyen Autoproductores, Cogeneradores y otras empresas noconectadas a los Sistemas. En el caso del SIC se considera la estimación de autoproductoresconectados al sistema dada por el CDEC-SIC.(5) El total presentado ha sido calculado considerando todos los decimales de los sumandos.Nota:N/D: Información no disponible.Fuente: CDEC: SING - SIC, EDELMAG, EDELAYSEN.

Elaboración: CNE (Octub re, 2006).

PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA DE PRINCIPALES NUDOS POR SISTEMA ELÉCTRICO (1) FIJACIÓN DE OCTUBRE 2005

SIC

PRECIO NUDO

POTENCIA ENERGÍANUDOTENSIÓN

(kV)

($/kW/mes) (1) ($/kWh) (1) D. DE ALMAGRO 220 3.835,3 51,1

CARRERA PINTO 220 3.862,6 52,0

CARDONES 220 3.860,6 51,9

MAITENCILLO 220 3.635,9 49,2

PAN DE AZÚCAR 220 3.727,9 50,7

QUILLOTA (2) 220 3.665,1 47,2

POLPAICO (2) 220 3.741,0 47,6

CERRO NAVIA 220 3.870,1 49,8

ALTO JAHUEL 220 3.751,9 47,8

RANCAGUA 154 3.859,2 50,6

SAN FERNANDO 154 3.658,0 47,5

ITAHUE 154 3.606,3 48,4

PARRAL 154 3.609,7 47,9

ANCOA 220 3.576,4 46,1

CHARRUA 220 3.525,5 45,9

CONCEPCIÓN 220 3.697,2 48,5

SAN VICENTE 154 3.718,9 48,4TEMUCO 220 4.065,4 51,8

VALDIVIA 220 4.057,3 52,6

PUERTO MONTT (2) 220 4.068,3 51,9

PUGUEÑUN 110 5.279,0 67,3



SUPERFICIE REGIONAL DE CULTIVOS ANUALES DE CEREALESCenso Nacional Agropecuario 1996 / 1997

( Hectáreas )Trigo CebadaRegión

Blanco Candeal TotalMaíz Arroz Avena

Cervecera Forrajera TotalCenteno

I 0,6 - 0,6 10,0 - - - - - -II 36,2 38,4 74,6 11,0 - - - 0,2 0,2 0,8



III 38,8 112,4 151,2 50,9 - 0,3 0,4 17,3 17,7 0,0IV 1.992,9 585,2 2.578,1 337,3 - 28,2 4,0 600,2 604,2 0,1V 8.682,0 978,3 9.660,3 1.322,2 - 736,6 24,7 360,1 384,8 6,0R.M. 5.903,6 10.616,1 16.519,7 9.436,6 - 275,8 98,5 - 98,5 -VI 25.363,8 14.350,9 39.714,7 54.791,9 1.882,5 982,1 283,5 286,2 569,7 30,4VII 62.791,5 1.572,8 64.364,3 17.387,9 20.254,8 3.166,2 3.417,3 585,6 4.002,9 356,4VIII 105.106,9 209,0 105.315,9 2.982,7 3.610,5 31.039,6 4.226,9 638,1 4.865,0 481,4IX 130.505,0 280,0 130.785,0 190,1 - 50.919,8 7.493,8 2.144,3 9.638,1 1.215,3X 29.382,5 - 29.382,5 - - 16.404,5 645,1 1.092,9 1.738,0 88,6XI 95,9 - 95,9 1,0 - 816,1 25,9 - 25,9 3,9XII - - - - - - - - - -

Total 369.899,7 28.743,1 398.642,8 86.521,6 25.747,8 104.369,2 16.220,1 5.724,9 21.945,0 2.182,9Fuente: elaboración propia con antecedentes del INE. VI Censo Nacional Agropecuario 1996/1997.

SUPERFICIE REGIONAL DE CULTIVOS ANUALES DE CHACRASCenso Nacional Agropecuario 1996 / 1997

( Hectáreas )Poroto

Región Consumo int. Exportación Total Papa Arveja Chícharo Garbanzo LentejaI - - - 61,1 1,5 - - -

II - - - 12,4 - - - -III 31,9 31,9 69,3 0,1 1,0 - - -IV 467,9 22,8 490,7 7.047,7 3,4 1,4 0,1 24,3V 378,0 30,0 408,0 2.369,5 81,4 52,7 518,8 49,4R.M. 456,5 32,1 488,6 4.893,2 0,7 2,0 54,0 0,5VI 2.397,6 185,9 2.583,5 3.149,3 416,8 100,5 1.427,6 127,6VII 10.112,7 4.048,5 14.161,2 6.496,0 286,1 874,8 3.053,9 856,5VIII 6.817,1 3.532,7 10.349,8 11.766,1 689,4 303,3 1.768,3 3.699,7IX 1.526,0 201,5 1.727,5 20.374,6 852,7 47,2 72,3 578,0X 10,8 - 10,8 23.775,6 239,9 - - 10,7XI - - - 455,0 4,0 - - 0,8

XII - - - 215,3 - - - -Total 22.198,5 8.053,5 30.252,0 80.685,1 2.576,0 1.382,9 6.895,0 5.347,5Fuente: elaboración propia con antecedentes del INE. VI Censo Nacional Agropecuario 1996/1997.

SUPERFICIE REGIONAL DE CULTIVOS ANUALES INDUSTRIALESCenso Nacional Agropecuario 1996 / 1997

( Hectáreas )Región Lupino Maravilla Raps Remolacha TabacoI - - - - -II - - - - -III - - - - -IV - - - - 50,2V - 3,3 - - 312,3R.M. - 4,7 - - -

EXISTENCIA REGIONAL DE BOVINOS POR CATEGORÍA

Censo Nacional Agropecuario 1996 / 1997Número de Cabezas

Bovinos

Bueyes yRegión Total Toros Torunos Novillos Vacas Vaquillas Terneros (as)



g q ( )I 1/ 3.424 213 34 567 1.458 421 731II 524 44 1 45 245 56 133III 6.606 159 64 1.588 2.283 1.135 1.377IV 38.792 1.079 429 4.532 17.820 5.373 9.559V 131.671 3.593 747 15.246 58.111 22.071 31.903RM 164.014 3.175 282 23.534 71.103 24.849 41.071VI 155.997 3.152 1.376 24.918 65.960 20.211 40.380VII 367.447 6.689 9.775 72.319 140.324 47.245 91.095VIII 550.432 9.221 35.965 90.804 208.221 73.851 132.370

IX 784.336 12.919 63.791 122.911 287.430 108.480 188.805X 1.587.557 20.079 69.497 286.768 561.437 270.472 379.304XI 168.770 4.519 3.662 18.916 68.930 21.427 51.316XII 137.674 4.650 534 9.003 62.667 18.332 42.488Total 4.097.244 69.492 186.157 671.151 1.545.989 613.923 1.010.532Fuente: elaboración propia con antecedentes de INE.1/ No incluye 1.194 bovinos en Altiplano y precordillera de la región, porque no se consultó bovinos separadospor categoría.

EXISTENCIA REGIONAL DE GANADO POR ESPECIECenso Nacional Agropecuario 1996 / 1997

Número de CabezasBovinos Ovinos Porcinos Caprinos Equinos Camélidos

Región Caballares Mulares Asnales Alpacas LlamasI 4.618 46.005 5.150 10.838 363 213 927 40.341 71.531II 524 14.984 3.104 6.046 365 194 1.771 339 5.443III 6.606 8.639 2.003 40.710 4.090 566 4.194 52 36IV 38.792 71.916 4.363 306.022 26.112 5.068 12.459 116 82V 131.671 56.262 76.046 73.693 42.790 1.279 2.039 779 484RM 164.014 29.705 421.661 16.927 35.112 316 216 598 338VI 155.997 183.966 519.513 36.481 44.054 356 197 563 141VII 367.447 203.835 128.638 69.789 78.580 415 309 787 124VIII 550.432 182.053 227.580 65.815 71.303 178 36 178 187IX 784.336 244.991 190.933 60.642 37.628 43 43 131 651X 1.587.557 391.447 130.959 26.952 42.028 31 22 350 277XI 168.770 337.565 4.034 13.300 13.702 - - 187 -XII 137.674 1.923.694 2.897 95 12.059 - - 823 –Total 4.098.438 3.695.062 1.716.881 727.310 408.186 8.659 22.213 45.244 79.294

Fuente: elaboración propia con antecedentes de INE.

Anexo 3. Mercado de las mater ias pr imas.

Costos de producción cultivo de maíz silo. ITEM CANTIDAD UNIDAD VALOR UNITARIO VALOR TOTAL VALOR ITEM

MAQUINARIASArado Cincel 1 Ha. 16.000 16.000



Arado Cincel 1 Ha. 16.000 16.000

Rastra Disco 3 Ha. 13.000 39.000

Rau-combi 1 Ha. 6.000 6.000

Sembradora 1 Ha. 27.000 27.000

Fumigadora 2 Ha. 7.000 14.000

Trazado Regueras 1 Ha. 4.500 4.500

Cultivador Abonador 1 Ha. 18.000 18.000

Acarreo, compactado y cosecha 1 Ha. 170.000 170.000 294.500

INSUMOS

Semilla (103.000 granos) 1,3 Bolsa 59.639 77.531

Insecticida Semilla 0,162 Lt. 47.700 7.727

Mezcla Fertilizante 600 Kg. 172 103.200

Urea 550 Kg. 222 122.100

Herbicida (Mezcla) 1 Ha. 14.250 14.250

Insecticida 1 Ha. 8.948 8.948

Plástico 1 Ha. 12.500 12.500 346.256

FLETES

Insumos 1,1 Ton. 3.000 3.300 3.300

MANO DE OBRA

Siembra 1 JH. 5.000 5.000

Riego 8 JH. 5.000 40.000

Paleo Regueros 1 JH. 5.000 5.000Cosecha 1 JH. 5.000 5.000

Sellado Silo 0,5 JH. 5.000 2.500 57.500

COSTOS DIRECTOS 701.556

GASTOS GENERALES E IMPREVISTOS (10%) 71.050

GASTO FINANCIERO (12% ANUAL) 9 Meses 63.945

COSTO TOTAL 836.551

PRODUCCIÓN TOTAL (ton.) 60 70 80 90 100

PRODUCCIÓN ÚTIL (ton.) 51 60 68 77 85

C t T t l ($) 836 551 836 551 836 551 836 551 836 551

Costos de producción cultivo de trigo molino.

ITEM CANTIDAD UNIDADVALOR

UNITARIOVALORTOTAL

VALORITEM

MAQUINARIASRastra Disco 2 Ha. 13.000 26.000Rau-combi 1 Ha. 6.000 6.000



Trazado Regueros 1 Ha. 4.500 4.500Sembradora 1 Ha. 13.000 13.000Fumigadora 3 Ha. 6.000 18.000Trompo Abonador 2 Ha. 5.500 11.000Cosechadora 1 Ha. 24.000 24.000 102.500

INSUMOS

Semilla 200 Kg. 217 43.400Desinfectante Semilla 0,4 Lt. 4.854 1.942Mezcla Fertilizante 350 Kg. 172 60.200Urea 400 Kg. 221 88.400Herbicida (1) 0,006 Kg. 757.350 4.544Herbicida (2) 0,15 Lt. 28.900 4.335Herbicida (3) 0,3 Kg. 77.952 23.386Fungicida 0,8 Lt. 21.379 17.103

Acortador Entrenudos 2 Lt. 3.029 6.058Surfactante 0,5 Lt. 3.696 1.848 251.216

FLETESFlete Insumos 1 Ton. 3.000 3.000Flete Productos 7 Ton. 3.000 21.000 24.000

MANO DE OBRASiembra 1 JH. 5.000 5.000Cosecha 1 JH. 5.000 5.000Paleo Regueros 1 JH. 5.000 5.000Riegos 3 JH. 5.000 15.000 30.000

COSTOS DIRECTOS 407.716GASTOS GENERALES E IMPREVISTOS (10%) 40.772GASTO FINANCIERO (12% ANUAL) 6 Meses 24.463COSTOS TOTALES 472.950

INGRESOSAlternativas de Rendimiento qqm/ha. 44 65 70 75$/qqm (valor puesto molino Los Angeles) 9.500 9.500 9.500 9.500

Costos de producción cultivo de trigo candeal.ITEM CANTIDAD UNIDAD VALOR

UNITARIOVALORTOTAL

VALORITEM

MAQUINARIASRastra Disco 2 Ha. 13.000 26.000Rau-combi 1 Ha. 6.000 6.000



Trazado Regueros 1 Ha. 4.500 4.500Sembradora 1 Ha. 13.000 13.000Fumigadora 3 Ha. 6.000 18.000Trompo Abonador 2 Ha. 5.500 11.000Cosechadora 1 Ha. 24.000 24.000 102.500

INSUMOS

Semilla 250 Kg. 230 57.500Desinfectante Semilla 0,5 Lt. 4.854 2.427Mezcla Fertilizante 350 Kg. 172 60.200Urea 400 Kg. 221 88.400Herbicida (1) 0,006 Kg. 757.350 4.544Herbicida (2) 0,15 Lt. 28.900 4.335Herbicida (3) 0,3 Kg. 77.952 23.386Fungicida 0,8 Lt. 21.379 17.103

Acortador Entrenudos 2 Lt. 3.029 6.058Surfactante 0,5 Lt. 3.696 1.848 265.801

FLETESFlete Insumos 1 Ton. 3.000 3.000Flete Productos 7 Ton. 16.000 112.000 115.000

MANO DE OBRASiembra 1 JH. 5.000 5.000Cosecha 1 JH. 5.000 5.000Paleo Regueros 1 JH. 5.000 5.000Riegos 3 JH. 5.000 15.000 30.000

COSTOS DIRECTOS 513.301GASTOS GENERALES E IMPREVISTOS (10%) 51.330GASTO FINANCIERO (12% ANUAL) 6 Meses 30.798COSTOS TOTALES 595.429

INGRESOSAlternativas de Rendimiento qqm/ha. 65 70 75$/qqm (valor puesto Santiago Lucchetti) 11.800 11.800 11.800

Costos de producción cultivo remolacha monogermen (*) con pivote.

ITEM CANTIDAD UNIDADVALOR

UNITARIOVALORTOTAL

VALOR ITEM

MAQUINARIAS

Trituradora e Inc. Rastrojos 40.000 40.000

Subsolador (Jympa) 2 Ha. 30.000 30.000Arado Vertedera 1 Ha 28 000 56 000



Arado Vertedera 1 Ha. 28.000 56.000

Rotofresador 1 Ha. 18.000 18.000

Rastra Combinada 2 Ha. 18.000 18.000

Sembradora Neumática 1 Ha. 35.000 35.000

Trompo 1 Ha. 7.000 7.000

Fumigadora 14 Ha. 7 .000 98.000

Cultivador Abonador 2 Ha. 18.000 36.000

Tractor/coloso 1 6.000 6.000Cosechadora 1 Ton 150.000 150.000

Riego Tecnificado 1 Ha. 149.981 149.981 643.981

INSUMOSSemilla 1,37 U. 88.510

S.F.T. 167 Kg. 28.847

Mezcla Fertilizante Iansafert 600 Kg. 108.466

Fertiyeso Pellet 650 Kg. 37.431Cal 2300 Kg. 43.480

Nitrato Amonio Calcico 300 Kg. 50.821

Urea 200 Kg. 40.998

Herbicida (6) 199.097

Insecticida (3) 47.667

Adyuvantes 5.842

Fungicida (2) 34.897 686.056

FLETESInsumos 2,5 Ton. 3.000 7.500

Productos 80 Ton. 1.500 120.000 127.500

MANO DE OBRATratos (**) 18 JH. 5.000 90.000

M.O. al día 3 JH. 5.000 15.000 105.000

COSTOS DIRECTOS 1.562.537GASTOS GENERALES E IMPREVISTOS (10%) 156.254

GASTO FINANCIERO (6,3% ANUAL) 97.443

COSTO TOTAL 1.816.234

R di i t T Li i /h 75 80 85 90 100

Anexo 4. Estud io técnico.

Producción de biogás con diferentes sustratos (conversión).Producción de biogás

SustratoMS(%)

MSO(% MS)

N(g/kg)

P(g/kg) m³/t ST m³/t MSO

Excretas bovino 8-11 75-82 2,6-6,7 0,5-3,3 20-36 200-500



Excretas cerdo 7 75-86 6-18 2-10 20-35 300-700

Industria azúcar 23 90-95 2,6 0,4 170-180 800-860Maíz ensilaje 20-35 85-95 1,1-2 0,2-0,3 170-220 450-700Centeno 30-35 92-98 4 0,71 170-220 550-680

Basura orgánica 40-75 50-70 0,5-2,7 0,2-0,8 80-120 150-600

Grasa 2-70 75-93 0,1-3,6 0,1-0,6 11-450 700Basura industrial 5-20 80-90 3-5 0,8 45-110 400-600Fuente: Biogás-nord, 2006.

Propiedades de los gasesBiogás Gas natural Propano Metano

Poder calorífico (kWh/m³) 6,5 10 26 10Peso específico (kg/m³) 1,2 0,7 2,01 0,72Encendido (grados) 700 650 470 600Volumen de explosión (%) 6-12 4,4-15 1,7-11 4,4-16Fuente: Aqualimpia, 2006.

Análisis de Factibilidad de Producción de Energía Eléctrica

Documents

Transcript of Análisis de Factibilidad de Producción de Energía Eléctrica