Cogeneracion - Varios casos

GAMMA INGENIEROS S.A. Comisión Nacional de Energía

INFORME FINAL

EVALUACION DEL DESEMPEÑO OPERACIONAL Y COMERCIAL DE CENTRALES DE COGENERACION Y

ESTUDIO DEL POTENCIAL DE COGENERACION EN CHILE

COMISION NACIONAL DE ENERGIA Santiago, Noviembre de 2004.-


S:Ingeniería/CNE/Secretaría 2004/Estudio Centrales Cogeneración/Informe Final/FNE/FSnM/CCR/mlv-Nov.-04

I N D I C E

RESUMEN EJECUTIVO DE CONCLUSIONES MAS IMPORTANTES 1. CARACTERIZACIÓN Y DESCRIPCIÓN TECNICA DE PROYECTOS

DE COGENERACIÓN ...................................................................................... 1 1.1. Introducción a la Cogeneración ................................................................ 1 1.2. Caracterización y Descripción Detallada de Dos proyectos de Cogeneración 12 1.3. Descripción Técnica e Inversiones para Siete Proyectos de Cogene-

ración ........................................................................................................ 22

2. CARACTERIZACIÓN DEL DESEMPEÑO OPERACIONAL DE LOS PROYECTOS DE COGENERACION ............................................................ 25 2.1. Operación y Mantenimiento de una Planta de Cogeneración ..................... 25 2.2. Costos de Operación y Mantención. Disponibilidad Técnica ..................... 26 2.3. Balance de Energía de Motores y Turbinas y sus Características Ope- racionales .................................................................................................... 27 2.4. Análisis de las Demandas de Energía de la Industria de Alimentos con

Proyecto de 4 MW en Motores (Proyecto descrito en 1.2.a)....................... 29

3. EVALUACION ECONOMICA PRIVADA DE UN PROYECTO DE COGENERACION ............................................................................................. 33 3.1. Definición del Proyecto ........................................................................... 33 3.2. Modelos de Negocio ................................................................................ 34 3.3. Aspectos Contractuales de la relación de la Industria con el Distribuidor

Eléctrico ...................................................................................................... 36 3.4. Precios de Venta ........................................................................................ 37 3.5. Rendimiento y Costos de Operación ......................................................... 39 3.6. Inversiones ................................................................................................. 40 3.7. Desarrollo de la Evaluación Económica .................................................... 42 3.8. Ahorro de Energía Primaria ....................................................................... 53

4. OPORTUNIDADES Y BARRERAS COMERCIALES, FINANCIERAS Y

TECNICAS PARA LOS PROYECTOS DE COGENERACION ................. 54 4.1. Oportunidades de la Cogeneración .............................................................. 54

4.2. Barreras........................................................................................................ 55



5. METODOLOGIA PARA ESTIMACION DE POTENCIALES DE

COGENERACION Y CALCULO DEL POTENCIAL NACIONAL ....... 59

5.1. Análisis de la Experiencia Nacional e Internacional ............................ 59 5.2. Metodología Aplicada ......................................................................... 60

5.3. Condiciones Supuestas para Considerar la Posibilidad Técnica de Instalar una Planta Cogeneradora ........................................................ 72

5.4. Potencial Regional y Nacional por Tipo de Equipo .......................... 72 5.5. Potencial de Cogeneración por Tipo de Industria .............................. 74 5.6. Distribución de Tamaño de Equipos .................................................. 75 5.7. Ahorro Potencial de Energía a Nivel País ........................................... 77 5.8. Impacto Potencial de la Cogeneración en la generación Eléctrica ..... 79

6. DEFINICION TECNICA Y JURIDICA CE COGENERACION ............ 81

6.1. Definiciones utilizadas Internacionalmente ......................................... 81 6.2. Definición Propuesta ........................................................................... 81

7. EFICIENCIA ENERGETICAS DE UNA PLANTA DE COGENERACION 83

7.1. Definición de Eficiencias Energéticas y Cogeneración .......................... 83 7.2. Forma de Medir la Eficiencia de la Cogeneración.................................. 88 7.3. El Ahorro de Energía Primaria-Eficiencia Mínima ................................ 88 7.4. Estimación de Eficiencia de Cogeneración de Energía Desplazada

por Centrales de Cogeneración ............................................................... 91 7.5. Eficiencia Global Mínima ...................................................................... 93

8. ACREDITACION DEL CUMPLIMIENTO DE UNA EXIGENCIA

MINIMA DE EFICIENCIA ............................................................................. 94

8.1. Cálculo de las Eficiencias Energéticas ...................................................... 94 8.2. Acreditación Preliminar de la Eficiencia en caso de una Planta de

Cogeneración en Proyecto o durante su primer año de Operación............ 95 8.3. Acreditación Anual de Plantas con más de un año de Operación .............. 95

9. CALCULO DE LA POTENCIA FIRME ........................................................... 97 9.1. Suficiencia ................................................................................................... 97

9.2. Tiempo de Partida ........................................................................................ 98 9.3. Incremento de Carga .................................................................................... 99 9.4. Isla Eléctrica (Factor Propuesto Adicional) ................................................. 99 9.5. Potencia Firme Preliminar ........................................................................... 100 9.6. Potencia Firme Provisoria (PFP) .................................................................. 100 9.7. Potencia Firme Definitiva (PFD).................................................................. 101 9.8. Cálculo de la Potencia Firme para la Planta de 4 MW ................................ 101



10. DESARROLLO DE SOLCIONES A LAS BARRERAS DE TIPO

REGULATORIO ACTUALMENTE EXISTENTES PARA LA COGENERACION ....................................................................................... 102

10.1. Tarifado y Respaldo Eléctrico ............................................................. 102 10.2. Precios Eléctricos ................................................................................. 103 10.3. Comercialización de la Energía y Potencia Eléctrica .......................... 104 10.4. Dependencia y Oposición del Distribuidor Eléctrico .......................... 104 10.5. Dificultad de Vender a la red o a Otras Industrias a través de la red

de Distribución .................................................................................... 105 10.6. Poca Disponibilidad y Disposición de la Industria para Invertir en

Cogeneración ........................................................................................ 105 10.7. Dificultades Relacionadas con el Control y Minimización de Emisiones 106 10.8. Apoyo Directo en Subsidios a la Actividad de Cogeneración .............. 106 10.9. Efecto en el Estudio de Factibilidad de las Recomendaciones Indicadas 107

Anexo N° A.1. Estudio de Factibilidad , Casos 1, 2 y 3 ............................................... 110 Anexo N° A.2. Base de Datos Potencial de Cogeneración Chile- Plantas con un Mínimo de 4.500 horas/año de Operación ............................................. 126 Anexo N° A.3. Cálculo de la Generación Desplazada en el SIC con 200 MWe de Co- generación ............................................................................................... 132

*********



RESUMEN EJECUTIVO DE CONCLUSIONES

MAS IMPORTANTES.

La Comisión Nacional de Energía está abocada al desarrollo de las condiciones que permitan el desarrollo de la cogeneración en Chile. Para esto ha desarrollado diversas iniciativas, entre ellas las indicaciones incluidas en la última modificación de la Ley de Servicios Eléctricos y ha realizado y encargado diversos estudios, uno de los cuales es el presente trabajo desarrollado por Gamma Ingenieros S.A. titulado “Evaluación del Desempeño Operacional y Comercial de Centrales de Cogeneración y Estudio del Potencial de Cogeneración en Chile”. La última modificación a la Ley de Servicios Eléctricos permitirá que las pequeñas cogeneradoras participen en el mercado eléctrico vendiendo sus excedentes. Este aspecto permite proyectar instalaciones de mayor tamaño ajustándose a los requerimientos térmicos de una industria y aprovechando el total de su capacidad térmica y eléctrica. Se entrega también a la Comisión Nacional de Energía la facultad de reglamentar los diversos aspectos necesarios. Las principales conclusiones del presente trabajo, son las siguientes: 1. Existe un mercado potencial muy interesante para el desarrollo de la cogeneración,

del orden del 15% de la capacidad de generación actual del país. 2. Están disponibles diversas tecnologías que pueden ser utilizadas para cogenerar.

3. La cogeneración es una fuente importante de ahorro de energía primaria del orden del 15 al 30% por su mayor eficiencia comparada con el sistema eléctrico que reemplaza.

4. Adicionalmente al ahorro de energía primaria, la cogeneración entrega una mayor seguridad y confiabilidad al sistema eléctrico, genera una mayor competencia y diversificación de las fuentes energéticas, disminuye a mediano plazo la inversión requerida en redes de distribución y transporte eléctrico y presenta un menor impacto ambiental.



5. Los estudios de factibilidad realizados sobre la base de los precios de las energías vigentes en Agosto del año 2004, muestran que las rentabilidades esperadas, así como su variación frente a posibles cambios en los precios de la energía, son muy bajos especialmente en los casos que el cogenerador vende una parte importante de su energía eléctrica a la industria. Esto se debe fundamentalmente a que en estos casos hoy día se requiere de una fuerte inversión y gastos en el respaldo eléctrico propio y a diversas barreras reglamentarias y de tipo semimonopólico.

6. Las barreras existentes dificultan obtener rentabilidades adecuadas. Estas podrían ser resueltas a través de modificaciones reglamentarias que se presentan como recomendaciones. Eliminándose esas barreras sería rentable cogenerar vendiendo la energía eléctrica directamente al sistema o mejor aún al distribuidor eléctrico, creándose de esta forma una oferta eléctrica importante.

********



1

1. CARACTERIZACIÓN Y DESCRIPCIÓN TÉCNICA DE PROYECTOS DE

COGENERACIÓN.

1.1. Introducción a la Cogeneración

a) El Concepto de Cogeneración

Cogeneración es la producción simultánea de energía mecánica y térmica, ambas utilizadas, a partir de una sola fuente de energía primaria. Su uso más común es la producción de electricidad y calor en diversas formas (vapor, agua caliente, gases calientes, etc.), lo cual se conoce también como CHP (Combined Heat and Power).

COGENERACIONCOGENERACIONCHPCHP

CALORCALOR

ENERGIAENERGIAELECTRICAELECTRICAFUENTE FUENTE

DE ENERGIADE ENERGIATERMICATERMICA

La eficiencia que se alcanza con CHP es superior a la que resulta de la generación eléctrica y térmica en forma separada e independiente, esquema en el cual un usuario se provee de electricidad desde la red y la generación térmica se lleva a cabo in-situ. No obstante esto, la energía mecánica que produce la cogeneración también puede usarse directamente para el accionamiento de compresores, bombas, u otro equipo mecánico, del mismo modo como se acciona un generador eléctrico.

Según el origen de la fuente de energía del sistema de cogeneración, existen dos configuraciones posibles para realizar cogeneración:

1. Cogeneración superior o de cabeza: Los sistemas superiores de

cogeneración, que son los más frecuentes, son aquellos en los que una fuente de energía primaria (como el gas natural, diesel, carbón u otro combustible similar) se utiliza directamente para mover un equipo tipo motores o turbinas para la generación de energía eléctrica en el primer escalón del proceso. A partir de la energía química del combustible se producen fluidos calientes que se destinan para generar la energía térmica resultante, el denominado calor residual en forma de vapor, agua caliente o gases calientes. Este calor es suministrado a los procesos industriales ya



2

sea para secado, cocimiento o calentamiento, que constituyen el segundo escalón del proceso. Este tipo de sistemas se utiliza principalmente la industria textil, petrolera, celulosa y papel, cervecera, alimenticia, azucarera, entre otras, donde sus requerimientos de calor son moderados o bajos con temperaturas de 250°C a 600°C.

2. Cogeneración inferior o de cola: En los sistemas inferiores la energía

primaria se utiliza directamente para satisfacer en primer lugar los requerimientos térmicos del proceso del primer escalón y la energía térmica residual o de desecho, se usará para la generación de energía eléctrica en el segundo escalón. Los ciclos inferiores están frecuentemente asociados con procesos industriales en los que se presentan altas temperaturas como el cemento, la siderúrgica, vidriera y química. En tales procesos se utilizan calores residuales del orden de 300°C a 900°C, los que pueden ser utilizados para la producción de vapor y electricidad.

b) Breve Reseña Histórica de la Cogeneración Industrial

En los primeros días de la Generación Eléctrica, a principios del 1900, las plantas eléctricas se ubicaron cercanas a los usuarios térmicos y la cogeneración industrial era frecuente. Por los años 1940, el precio de los combustibles permitió que las compañías eléctricas instalaran grandes plantas de potencia lejos de las plantas industriales descargando la energía térmica sobrante en lagos. Alrededor de 1984, la cogeneración industrial resurge como fuente de ahorro de energía y costos dentro de las mismas plantas industriales, sin estar asociadas con las grandes plantas de potencia eléctrica.

Posteriormente, a través de medidas de liberalización de los mercados energéticos y de incentivos se logró un desarrollo importante de la cogeneración, en particular en Europa, donde la cogeneración ha llegado a ser de un 10% de la generación eléctrica total y se esperan aumentos muy importantes. Los principales beneficios que otorga la cogeneración, tanto para el país como para la industria o institución que se abastece de él, son el ahorro en energía primaria debido a su mayor eficiencia comparada con los sistemas de generación eléctrica y térmica tradicionales, disminución de pérdidas en las redes eléctricas, mayor seguridad y diversificación de las fuentes energéticas y la disminución de la producción de gases de efecto invernadero.



3

c) Principales Equipos de Conversión de Energía Utilizados en Cogeneración.

c.1.) Rangos de Operación de los Equipos de Cogeneración.

La producción simultánea de dos formas de energía se produce en máquinas térmicas y celdas de combustible. Las máquinas térmicas hasta ahora desarrolladas son los motores de combustión interna, turbinas a gas y turbinas de vapor. Aún queda bastante desarrollo pendiente en relación a celdas de combustibles (Fuel Cells), a microturbinas y al motor stirling (de combustión externa), lo que es necesario para bajar sus costos de inversión a niveles competitivos.

La figura siguiente muestra los rangos de aplicación típicos de estos equipos.

Figura N° 1.1: Rangos de Aplicación Equipos de Cogeneración

ResidencialComercial

Bancos

Restaurant

Edificios

E. Oficinas

CentroComercial

Industrial

25 kW 100 kW 500 kW 1 MW 10 MW

Fuel Cells

Motor Stirling, Microturbina

Motores Combustión Interna

Turbinas

1 kW

Planta de Biomasa

Las celdas de combustible se han desarrollado hasta potencias del orden de los 10 kW. En una situación análoga está el motor Stirling y la microturbina, los cuales se han desarrollado hasta potencias inferiores a los 100 kW.

Los motores de combustión interna (en particular los a gas) se fabrican para cogeneración en un rango de potencias desde los 100 kW hasta potencias bajo los 20 MW. Las turbinas a gas son fabricadas a partir de los 1.000 kW hasta algunos cientos de MW. Las turbinas de vapor son una de las tecnologías más antiguas y las hay desde potencias de 250 kW hasta unos cientos de MW.



4

Los rangos de potencia más económicos son los mostrados en la figura anterior. Cuando las demandas son fundamentalmente de vapor y las demandas de agua caliente son menores, las turbinas muestran una ventaja. Cuando hay usos de agua caliente los motores presentan ventajas. Si se tiene asegurada la demanda eléctrica, el criterio de selección de equipos es aquel que abastezca lo más cercano posible al 100% de la demanda térmica, dentro de los rangos económicos indicados. La eficiencia global de los sistemas de cogeneración depende de la eficiencia de los equipos que constituyen el sistema y del porcentaje de utilización real de la energía eléctrica y del calor que produce la cogeneración.

c.2.) Motores de Combustión Interna

La cogeneración con motores de combustión interna (MCI) puede alcanzar eficiencias globales entre un 60% y 80%. La figura siguiente muestra el balance de energía de un sistema de cogeneración con motor.

Figura N° 1.2: Balance de Energía de un Motor

Combustible100 %

Gases 20 % - 35 %

Electricidad30 % - 40 %

Sistema deEnfriamientoMotor

20 % - 30 %Calor a T° < 100°CMax 5 %

Calor a T° < 50°C

El motor de combustión interna a gas natural es una máquina térmica alternativa de 4 tiempos que opera en un ciclo Otto. En la figura Nª1.2. se indica que de la energía suministrada al motor por el combustible, entre un 30 y 40% se transforma en energía eléctrica a través



5

de un generador acoplado al eje del motor. Este eje rota accionado por el desplazamiento de los pistones en los cilindros del motor acoplados a un cigüeñal rotatorio. Los gases de escape, producto de la explosión que se lleva a cabo en los cilindros del motor, salen a una temperatura entre 350ºC y 550ºC. Esta energía es posible de utilizar instalando un equipo de recuperación de calor a la salida de los gases del motor, y representa entre un 20 y un 35% de la energía suministrada por el combustible. Los motores, para que operen correctamente, requieren de dos sistemas de enfriamiento: uno de ellos opera en un rango de temperaturas entre 85 y 99ºC, y el otro entre 70 y 40ºC, dependiendo del diseño del motor. Estos sistemas de enfriamiento enfrían los cilindros del motor (Jacket Water JW), el aceite lubricante (LO), y el aire comprimido de entrada, (after cooler, AC). Esta energía, la que debe ser disipada del motor, se utiliza en cogeneración mediante intercambiadores de calor, en lugar de ser disipada al ambiente, y representa entre un 25 y 35% de la energía suministrada por el combustible al motor.

c.3.) Turbinas de Gas.

La cogeneración con turbinas a gas permite lograr eficiencias globales entre un 65% y 80%. La figura siguiente muestra el balance de energía de un sistema de cogeneración con turbina a gas.

Figura N° 1.3: Balance de energía de una turbina a gas

Electricidad20% - 30%

Gases75% - 65%

Aire

Combustible100%

La turbina a gas es una máquina térmica rotatoria que opera en un ciclo Brayton. La combustión requiere de gas natural a alta presión y opera con excesos de aire superiores al 200%. Este aire es comprimido a la presión de combustión en un compresor de flujo axial o radial. La expansión de los



6

gases de combustión en la turbina genera trabajo mecánico en un eje, el cual acciona un generador eléctrico y a la vez proporciona el trabajo que requiere el compresor de aire. La generación eléctrica constituye entre un 20 y 30% de la energía suministrada por el combustible, según cada turbina. Entre un 75 y 65% de esta energía sale por los gases de combustión de la turbina, que después de su expansión se encuentra a temperaturas entre 400 y 600ºC. Esta energía es posible utilizarla a través de equipos de recuperación de calor. Debido a la alta temperatura este calor se puede transformar en vapor a través de una Caldera de Recuperación. A diferencia de los motores no existe entrega de calor como agua caliente. Las calderas recuperadoras de calor usadas para generar vapor a partir de la energía de los gases de escape de los motores y turbinas a gas tienen usualmente eficiencias entre el 60% y 70%. En algunas aplicaciones industriales también es posible el uso directo de los gases de escape de estos equipos en procesos de calentamiento y secado.

c.4. Turbinas de Vapor

La cogeneración con turbina de vapor involucra: una caldera para producir vapor de media o alta presión, el vapor acciona una turbina de vapor acoplada a un generador. El vapor de baja presión sale de la turbina a la presión requerida en los consumos de calor. Una vez usado el calor latente del vapor en los consumos, el vapor condensado retorna a la caldera. La figura siguiente muestra un sistema de cogeneración con turbina de vapor.



7

Figura N° 1.4: Balance de Energía de un Sistema de Cogeneración con Turbina a Vapor

Proceso

GeneradorTurbina

Vapor demedia Presión

Electricidad

Energía Primaria o Calor Residual

Vapor debaja Presión

Caldera

La variedad de turbinas de vapor es muy amplia: a condensación, a contrapresión, con o sin extracciones de vapor; existen diseños estándar y diseños especiales (fabricados a pedido). En plantas pequeñas normalmente se usa vapor saturado y la turbina de vapor sólo tiene una etapa de expansión. En plantas de mayor tamaño se usa vapor sobrecalentado, el cual se expande en varias etapas. Las extracciones de vapor pueden efectuarse a distintas presiones, según sean los requerimientos.

La fuente de calor de la caldera puede ser un combustible tradicional, biomasa, o calor residual de proceso; en este último caso se usa una caldera recuperadora de calor. Las calderas que queman combustible o biomasa tienen eficiencias entre 70 a un 80%. La eficiencia de las calderas recuperadoras varían aprox. entre 60% y 80%, dependiendo de la temperatura del calor residual y de su composición.

Las turbinas de vapor entregan en el eje entre un 45 y 80% de la energía del salto entálpico isentrópico que experimenta el vapor al expandirse en la turbina. El valor mínimo corresponde a turbinas de una etapa y el máximo a turbinas multietapas.



8

La eficiencia eléctrica del sistema depende de la presión del vapor de baja presión. Para una presión de vapor de 8 bar la eficiencia eléctrica puede variar entre 10 y 15%.

En general, la eficiencia global (eléctrica más térmica) de este tipo de plantas de cogeneración es inferior a la de las plantas con motor o turbina a gas, lográndose eficiencias globales entre un 40% y 70%. Los costos de inversión son también superiores a los de las plantas de cogeneración a base de motores o turbinas a gas (de 2000 a 3000 US$/kW). Por el bajo rendimiento eléctrico y por los altos costos de inversión, estos sistemas de cogeneración sólo son utilizados con combustibles muy económicos (biomasa) o calores residuales, (caso de las centrales de ciclo combinado).

d) Sistemas de Cogeneración más Utilizados.

Las figuras siguientes muestran algunas de las configuraciones más frecuentes para los sistemas de cogeneración superior con motores y turbinas:

Figura N° 1.5 : Planta de Cogeneración Superior con Motor para Producción de Agua Caliente

Agua Caliente85° C

Jacket Water

Gases de Escape

Agua15 °C

60 °C

Intercambiadorde Calor dePlacas

Radiador Remoto

Electricidad



9

Figura N° 1.6: Planta de Cogeneración Superior con Motor para Producción de Vapor y

Agua Caliente

Vapor

Gases de Escape

Agua15 °C

95 °C

Intercambiadorde Calor dePlacas

Agua deAlimentación

Caldera Recuperadorade calor y economizador

Jacket Water

Radiador Remoto

Electricidad

Figura N° 1.7: Planta de Cogeneración Superior con Motor con Utilización de Gases de

Escape y Agua Caliente

GNHORNO

GasesCalientesT=515°C

T=160°C

Bandejas

99°C

10°C

88°C

CircuitoAC

CircuitoJW54°C60°C

50°C

T=170°C

95°C45°C

Electricidad



10

Figura N° 1.8: Planta de Cogeneración Superior con Turbina a Gas y Producción de Vapor

Filtro de Aire

Generador

Silenciador

Turbina

Economizador

CalderaRecuperadorade Calor (HRSG)

VálvulasDiversoras

QuemadoresSuplementarios

Agua deAlimentación

Vapor

Silenciador

Otro tipo de cogeneración es el Ciclo Combinado con cogeneración (turbina de gas y turbina de vapor para producir electricidad con entrega parcial de vapor para otros usos). En España existen desde 5 MW. Alcanzan rendimientos del orden de 55% al 60% dependiendo del volumen de uso del calor. En ocasiones el ciclo combinado puede alimentarse desde un proceso de gasificación, lo que se conoce como IGCC. La gasificación es la obtención de un gas combustible a partir de carbón de baja calidad, biomasa, o gas de vertedero. El ciclo combinado sin cogeneración, es decir, sin entrega de vapor a consumos de calor y para altas capacidades eléctricas, es el proceso de las plantas termoeléctricas con gas natural existentes en Chile. El Ciclo Combinado con entrega de vapor, por su mayor costo de inversión, ha sido una opción sólo en los casos en que se dispone estas fuentes de energía de bajo costo. Este tipo de proyectos no se ha incluido en las descripciones técnicas de este estudio, por ser de menor rendimiento global y mayor costo de inversión.

También es posible usar una bomba de calor (Chiller-Heater) de Absorción en Cogeneración, la cual permite la generación de frío y calor. Bajo este esquema, la energía térmica generada con el motor o turbina se usan para alimentar el equipo de Absorción, el cual se desempeña como equipo enfriador o como bomba de calor, según sean los requerimientos. Este tipo de proyectos no se ha incluido en las descripciones técnicas de este estudio, considerándose sólo como un posible



11

requerimiento de calor y un eventual ahorro de energía eléctrica adicional por el reemplazo de equipos de refrigeración que utilizan electricidad.

e) Beneficios de la Cogeneración

Los principales beneficios que otorga la cogeneración tanto para el país como para la industria o institución que se abastece de él son el ahorro en energía primaria debido a su mayor eficiencia comparada con los sistemas de generación eléctrica y térmica tradicionales, disminución de pérdidas en las redes eléctricas, mayor seguridad, competencia y diversificación de las fuentes energéticas y la disminución de la producción de gases de efecto invernadero. La cogeneración beneficia en primer lugar a las industrias quienes consumen las energías eléctricas y térmicas que se generan gracias a los menores costos o descuentos de precios que obtienen cuando la Planta de Cogeneración es instalada por una tercera persona. También otorga mayores niveles de seguridad de suministro. Beneficia también a los participantes en los desarrollos de ingeniería que son necesarios, creación de nuevos negocios energéticos, mantención y operación de las Plantas y por la creación de nuevas fuentes de trabajo permanentes y especializadas. Beneficia además al país en el que se instalan estos sistemas por el aumento de la competencia en el sector de generación eléctrica, por el ahorro de energía primaria que se produce, y por los ingresos de divisas por venta de bonos de carbono, etc. El ahorro de energía primaria deriva de la mayor eficiencia de la cogeneración respecto de la generación separada de electricidad y calor, y de sus características de generación distribuida, como se aprecia en la figura siguiente. En la figura se considera que la planta de cogeneración reduce el consumo de energía primaria de una planta de ciclo combinado a gas natural y de una caldera industrial. La mayor seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico surge de la diversidad y distribución de los cogeneradores, los que deberían ser capaces de operar en isla eléctrica frente a cualquier interrupción del sistema. Debido a que en general se cogenera en zonas industriales, que son a su vez de alto consumo eléctrico, las pérdidas de energía disminuyen en las líneas de distribución así como la inversión necesaria en líneas eléctricas a mediano plazo.



12

Figura N° 1.9: Ahorro de Energía Primaria Producto de la Cogeneración

PlantaGeneradora

(RED)

η = 45%

EnergíaEléctrica

Pérdidasde CalorResidual

22,550

27,5Planta de

CogeneraciónIndustria

η = 83%30% Electrico53% Termico

EnergíaEléctrica

Calor

Pérdidas

22,5

40

12,5Planta

TérmicaIndustria

η = 80%

Calor

Pérdidasde la

Caldera

4050

10

75

100 Unidades de Energía Primaria 75 Unidades de Energía Primaria

25%de Ahorro en

Energía Primaria

Situación Actual Situación con Cogeneración

La eficiencia considerada para el conjunto planta generadora y red de la figura, considera una planta de ciclo combinado de η = 50% a 55% y un 5% a 10% de pérdidas por transmisión y distribución; estas pérdidas son evitadas por el hecho de que una planta de cogeneración se instala en un punto de consumo a nivel de una red de distribución.

1.2. Caracterización y Descripción Detallada de Dos Proyectos de Cogeneración

A continuación se describen en forma detallada los aspectos técnicos de dos de estos proyectos, con motor y turbina respectivamente. Estas dos descripciones corresponden a dos proyectos reales, algunas de cuyas características de consumos se han modificado para responder a casos más frecuentes o típicos.



13

a) Planta de Cogeneración 4 MW con Motores a.1.) Características de la Industria.

La industria corresponde a una planta de alimentos en la que se producen aceite, leche y subproductos o similares, trabajando 24 horas por día, de Lunes a Sábado. Cuenta con una tarifa eléctrica AT4.3. La tensión de alimentación son 12 kV; el empalme eléctrico tiene una capacidad de 6 MW. Las demandas en punta y fuera de punta son de 2,5 y de 5 MW, respectivamente Se utiliza gas natural en dos calderas que en total tienen una capacidad de producción de vapor de 6 ton/h, saturado a 10 barg1, con una producción promedio de 3,5 ton/h. La planta térmica cuenta con ablandadores y un desgasificador. El vapor es utilizado en consumos directos, calentamiento de estanques y de productos y calentamiento de agua de proceso en diversos puntos de la planta.

La industria dispone de un espacio para la planta de cogeneración a un costado de la sala de calderas. El empalme eléctrico se encuentra a algunos metros de este sector.

a.2.) Proyecto de cogeneración

La planta de cogeneración consistente en dos motores de 1.920 kW cada uno, diseñada para abastecer los consumos base de vapor de la industria e inyectar los excedentes eléctricos al sistema de distribución público. La planta no alcanza a cubrir los peaks de consumos de vapor de la industria. El calor del circuito de alta temperatura del motor provee el calor necesario para calentar el agua de reposición de las calderas y el agua de proceso. En general existe un exceso de calor del agua de refrigeración del motor que no tiene utilización en la industria y que se evacua a la atmósfera a través de radiadores remotos.

Los motores se instalan en un edificio insonorizado (sala de motores), para cumplir la norma acústica. La sala de operación y control de la planta de cogeneración se ubica al costado de la sala de motores. El sistema de producción de vapor de la planta de cogeneración cuenta con una caldera recuperadora para cada motor, ablandadores propios, un desgasificador y un estanque de purgas. Las calderas recuperadoras son

1 El bar es una unidad de presión relativa a la presión ambiente ( gage). Los manómetros (gages), miden presiones relativas a la presión atmosférica. 1 barg = 1 atmósfera estándar.



14

acuotubulares, cuentan con economizador y un domo cada una, y producen vapor a 10 barg.

Cada motor cuenta con radiadores remotos para mantener y asegurar una temperatura de operación apropiada en el motor. El agua caliente (92 – 99°C) del circuito de refrigeración de alta temperatura del motor (Refrigeración de chaquetas del motor) pasa por los intercambiadores de calor de placas del sistema de agua caliente de la planta de cogeneración. Frecuentemente no es fácil utilizar el circuito de refrigeración de baja temperatura del enfriador del aire comprimido del turbo, debido a sus bajas temperaturas del orden de 50°C.

La figura siguiente muestra un Lay-out de la planta de cogeneración con la identificación de los principales equipos.

Figura N° 1.10: Lay-out Planta de Cogeneración de 4MW

DOMOCHIMENEASILENCIADOR

CALDERARECUPERADORA

BYPASSIC

MOTOR GN 1

SALA DE OPERACIÓNY CONTROL

ESTANQUEDE PURGAS

TRAFO 2

TRAFO 1

RESPALDO

TRAFO MOTOR DIESELRESPALDO

SERVICIOSAUXILIARES

MOTOR GN 2

DESGASFICARDORABLANDADORES

17 m

20 m

25 m

DOMOCHIMENEASILENCIADOR

CALDERARECUPERADORA

BYPASSIC

MOTOR GN 1

SALA DE OPERACIÓNY CONTROL

ESTANQUEDE PURGAS

TRAFO 2

TRAFO 1

RESPALDO

TRAFO MOTOR DIESELRESPALDO

SERVICIOSAUXILIARES

MOTOR GN 2

DESGASFICARDORABLANDADORES

17 m

20 m

25 m



15

Los ablandadores, el desgasificador de agua blanda, el economizador y la caldera recuperadora son los equipos que participan en la generación de vapor de la planta de cogeneración. Los ablandadores retienen parte de las sales disueltas en el agua dura, de forma que esta agua tratada (blanda), más aditivos propios a este tipo de procesos, no incrusten la caldera. El desgasificador extrae del agua blanda los gases disueltos en ella, principalmente CO2 y O2, los cuales pueden corroer los circuitos de conducción de vapor y de retorno de vapor condensado. Un estanque de purgas recibe las purgas de la caldera disminuyendo las sales remanentes en el agua interior de la caldera a través de ciclos de purga del equipo; las sales precipitan al fondo y/o se suspenden a la superficie del agua en la caldera, dependiendo del tratamiento químico del agua. El economizador precalienta el agua de alimentación de la caldera proveniente del desgasificador hasta una temperatura cercana a la temperatura de saturación del vapor. En el domo se almacena el vapor que se produce en la caldera recuperadora; el vapor sale desde el domo hacia los consumos respectivos. Los gases de escape de cada motor pasan por un silenciador antes de ingresar a la caldera recuperadora. Entre estos elementos se instala una válvula de regulación y de bypass, la que permite desviar el flujo de gases directamente a la chimenea, en el caso de que ocurra alguna eventualidad en la caldera recuperadora.

La figura siguiente corresponde a una vista de elevación de la sala de motores y recinto de calderas con indicación de los equipos principales.



16

Figura N° 1.11: Elevación Planta de Cogeneración de 4MW

Los ventiladores de la sala de motores inducen en ella una circulación de aire, el cual sirve de enfriamiento de los generadores (acoplados a cada motor) y para la combustión del gas natural en los cilindros de los motores. Los paneles acústicos atenúan el ruido que se genera por el ingreso de aire a la sala de motores. La figura siguiente corresponde a un diagrama de flujo del sistema de aprovechamiento del agua caliente del circuito de alta temperatura de los motores de la planta de cogeneración:



17

Figura N° 1.12: Sistema de Agua Caliente Planta de Cogeneración de 4MW

El sistema de agua caliente consiste de un circuito cerrado, y es abastecido de calor por el agua de enfriamiento de los dos motores a través de 2 intercambiadores de calor instalados en serie (I/CN°1 e I/C N°2 de la figura N° 1.12). El sistema permite calentar el agua de reposición de las calderas recuperadoras o make-up (en este caso no hay retorno de condensado a las calderas, es decir se repone el 100%), y dos consumos de agua caliente de la industria. En el caso de que el circuito de agua caliente no logre enfriar lo suficiente el agua de enfriamiento de los motores, ésta es conducida a los radiadores remotos para alcanzar la temperatura requerida por los motores. Estos radiadores se ubican en una loza en el cielo de la sala de motores (ver figura N°1.11).

Respecto de la generación eléctrica, la planta de cogeneración está diseñada para operar en paralelo a la red eléctrica, inyectar excedentes a la red y para operar en isla. Los motores generan en 400 V y cuentan con transformadores 400 V/ 12 kV.

Se dispone de un motor Diesel de respaldo eléctrico de 2MW en caso de falla de alguno de los motores a Gas Natural, el cual cuenta con su propio transformador 400 V/ 12 kV.

Los consumos eléctricos de la planta de cogeneración son autoabastecidos a través de un transformador de servicios auxiliares, el cual es alimentado



18

de la barra de 12.000 V, ya sea por la energía eléctrica que produce la cogeneración, o por la red eléctrica cuando la planta de cogeneración está detenida. (Ver Servicios Auxiliares en la figura siguiente). Lo anterior independiza estos consumos de la situación de la red eléctrica.

La figura que mostramos a continuación muestra un diagrama típico de conexión eléctrica de la planta de cogeneración con la industria y con el distribuidor eléctrico.

Figura N° 1.13: Diagrama Unilineal Eléctrico de la Planta de Cogeneración de 4MW

R

52M

52GET1

52GET2

52GET3

S/E

Servicios

Auxiliares

M

M3 M2 M1

Diesel GN GN

INDUSTRIA

M

52 Interruptores consensor

M Medidor

Transformadores

R ReconectadorMotores

400 V

Línea Distribución 12.000 V

12.000 V SIMBOLOGÍA

La red, la planta de cogeneración y la industria (subestación S/E), se conectan a través de las celdas de media tensión de 12.000 V u otro voltaje similar, dependiendo del voltaje de la red de media tensión de distribución de la zona. (barra de la figura N° 1.13).



19

El medidor de energía eléctrica de la planta de cogeneración mide flujos de corriente en ambos sentidos, para los casos en que los servicios auxiliares son alimentados desde la red eléctrica. En el caso de contarse con motores que generen el voltaje de distribución (12.000), pueden eliminarse los transformadores. Resulta muy importante el adecuado diseño de las protecciones y actuadores del circuito con la finalidad de :

• Evitar inyección eléctrica a la red cuando ésta está caída o con corto circuito.

• Proteger los motores frente a fluctuaciones inesperadas de la red: cambios de frecuencia o de voltajes.

• Permitir la reconexión automática de los motores luego de su desconexión por perturbaciones en la red.

• Partidas automáticas del o de los motores de respaldo diesel en caso de falla de uno o de los dos motores.

• Operar en isla si la perturbación del sistema permanece.

b) Planta de Cogeneración de 10 MW con dos Turbinas a Gas. b.1.) Características de la Industria.

Existe un terreno disponible para la planta de cogeneración a un costado de una Industria que puede ser de tipo química, papel o similar trabajando 24 horas/día.

La industria cuenta con una tarifa eléctrica AT4.3. La tensión de alimentación son 12 kV; el empalme eléctrico tiene una capacidad de 12 MW. Las cargas críticas de la planta suman un total de 5 MW, las que hay que respaldar ya sea con generadores diesel o con el sistema eléctrico.

Los consumos actuales de gas natural lo constituyen dos (2) calderas que en total tienen una capacidad de producción de vapor de 25 ton/h, saturado a 15 barg, con una producción promedio de 20 ton/h. La planta térmica cuenta con ablandadores y dos desgasificadores. El retorno de condensado sólo alcanza el 70%, como consecuencia de algunos consumos de vapor directo.

b.2.) Proyecto de Cogeneración

La planta de cogeneración está diseñada para abastecer en su totalidad los consumos eléctricos y de vapor de la industria, con excedentes eléctricos que pudieran entregarse al sistema, utilizando la red de distribución.



20

Consta de una turbina a gas de 10 MW, y dos motores diesel de respaldo eléctrico, de 5 MW y 2 MW, respectivamente. La figura siguiente muestra un Lay-out de la planta de cogeneración.

Figura N° 1.14: Lay-out Planta de Cogeneración de 10MW con dos Turbinas a Gas

A continuación se acompaña una elevación típica de una planta con turbina a gas.



21

Fig. N° 1.15: Elevación de una Planta de Cogeneración de 10 MW con Turbina a Gas

Las turbinas se instalan en un edificio insonorizado (sala de turbinas). La sala de operación y control de la planta de cogeneración se ubica al costado de la sala de turbinas. El sistema de producción de vapor de la planta de cogeneración cuenta con una caldera recuperadora, ablandadores propios, un desgasificador y estanque de purgas. La caldera recuperadora es acuotubular, cuenta con economizador y un domo y produce vapor a 15 barg.

Los gases de escape de cada turbina pasan por un silenciador antes de ingresar a la caldera recuperadora. Entre estos elementos se instala una válvula que permite desviar el flujo de gases directamente a la chimenea, a fin de regular la producción y presión del vapor. En el caso de que se requiera hacer mantención en la caldera recuperadora, esta válvula permite además by pasear los gases de combustión al exterior.

Respecto de la generación eléctrica, la planta de cogeneración está diseñada para operar en paralelo a la red de distribución inyectando los excedentes a la red o para operar en isla ante una caída del distribuidor.



22

Las turbinas generan en 12 kV. Los motores Diesel de respaldo eléctrico cuentan con transformadores de 400 V/ 12 kV. Los consumos eléctricos de la planta de cogeneración son autoabastecidos a través de un transformador de servicios auxiliares, lo cual independiza estos consumos de la red eléctrica. Las conexiones eléctricas de una planta con turbinas son similares a la indicada para el caso de motores, por lo cual nos referimos a la Figura N° 1.13.

1.3. Descripción Técnica e Inversiones para Siete (7) Proyectos de Cogeneración

A continuación se describen 7 proyectos de cogeneración de distintos tamaños usando motores de combustión interna y turbinas a gas natural, indicando los equipos usados y sus capacidades de generación de energía (potencia, vapor, agua caliente) e inversiones.

En los cuadros siguientes se presentan las capacidades de generación de energía de las plantas de cogeneración a describir. Se han escogidos motores y turbinas a gas de una misma marca para hacer comparaciones bajo una misma base. Los motores listados son marca Caterpillar, mientras las turbinas son marca Solar, ambas de origen norteamericano.

Cuadro N° 1.1: Capacidades de Generación de Energía de las Plantas de Cogeneración con

Motores

Item Unidad CAT G3508 LE

CAT G3516B LE

CAT G3520C

2 CAT G3520C

Potencia Eléctrica (500 m y 15°C) kWe 480 1.085 1.950 3.900 Voltaje de Generación Volts 400 12.000 12.000 12.000 Producción de vapor (sat.a 10 barg) kg/h - 1.077 1.500 3.000 Producción max. de agua caliente m3/h 30 7 11 23 T1 – T2 agua caliente °C 15 – 65 15 – 90 15 – 90 15 – 90

La planta de 480 kWe no produce vapor, sólo agua caliente para su uso en sistemas calefacción y agua sanitaria, además de electricidad. Las plantas de 1MW, 2MW y 4MW producen calor en forma de vapor y agua caliente para uso industrial. Las plantas con turbinas de gas producen sólo electricidad y vapor.



23

Cuadro N° 1.2: Capacidades de Generación de Energía de las Plantas de

Cogeneración con Turbinas

Item Unidad SOLAR TAURUS 60

2 SOLAR TAURUS 60

2 SOLAR MARS 100

Potencia eléctrica kWe 5.376 10.752 20.878 Voltaje de Generación a 50Hz (standard) Volts 11.000 11.000 11.000 Producción de vapor (sat.a 10 barg) ton/h 13,0 26,0 48,0

En los cuadros siguientes, se presentan las inversiones requeridas para las plantas de cogeneración.

Cuadro N° 1.3: Inversiones Plantas de Cogeneración con Motor

EQUIPO CAT G3508 LE

CAT G3516B LE

CAT G3520C

2 CAT G3520C

Potencia Eléctrica 480 kW 1.085 kW 1.950 kW 3.900 kW INVERSIONES US$ US$ US$ US$ Grupo Motor-Generador (con o sin insonorización)* 262.122 424.300 605.950 1.182.500

Sistema de Generación de Vapor 0 175.000 225.510 389.425Sistema de agua caliente: IC placas, piping y bombas 45.000 15.000 25.000 47.000

Sistema eléctrico de transferencia, control y sincronismo 50.000 100.000 215.700 250.000

Instalación suministros mecánicos y eléctricos 26.780 41.000 50.000 163.000

Obras civiles ingeniería y administ. 50.000 70.000 200.000 259.000

Total Instalado 433.902 825.300 1.322.160 2.290.925Costo Unitario (US$/kW) 902 760 678 587

* Los equipos con insonorización no incluyen obras civiles en las inversiones

Los motores CAT G3508 LE y CAT G3516B LE están provistos de un container insonorizado y no requieren obras civiles mayores, sino sólo sus fundaciones, las cuales están incluidas en el ítem de instalación Por ser de menor tamaño se supone que pueden ubicarse en zonas techadas, incluso en las mismas salas de calderas. Los motores de las plantas 2MW y 4MW son montados en edificios insonorizados de construcción sólida, cuyo costo está incluido en el ítem “obras civiles”. Las calderas de recuperación



24

para la generación de vapor quedan expuestas al ambiente montadas en una fundación apropiada.

Cuadro N° 1.4: Inversiones Plantas de Cogeneración con Turbinas

EQUIPO SOLAR TAURUS 60

2 SOLAR TAURUS 60

2 SOLAR MARS 100

Poten cia Eléctrica 5.376 kW 10.752 kW 20.878 kW

INVERSIONES US$ US$ US$ Grupo Turbina-Generador insonorizados 2.313.000 4.456.000 9.390.958Sistema de Generación de Vapor 575.000 1.039.200 1.474.400Compresor de gas 227.700 387.100 575.016Sistema eléctrico de transferencia, control y sincronismo 175.400 316.200 340.276

Instalación suministros mecánicos y eléctricos 290.000 520.000 1.100.000

Obras civiles en ingeniería y administrac. 300.000 480.000 950.000

Total Instalado 3.881.100 7.198.500 13.830.650

Costo Unitario (US$/kW) 722 670 662

Las obras civiles de las turbinas corresponden a las fundaciones que se requieren para los equipos.



25

2. CARACTERIZACIÓN DEL DESEMPEÑO OPERACIONAL DE LOS

PROYECTOS DE COGENERACION. La caracterización del desempeño operacional de los proyectos de cogeneración se realizará sobre la base de los siguientes aspectos técnico-económicos:

1) Operación y mantenimiento de los equipos de cogeneración.

2) Costos de operación y mantención. Disponibilidad técnica.

3) Balance de energía de motores y turbinas y sus características operacionales.

4) Análisis de las demandas de energía de la industria: factor de carga, porcentaje de utilización térmica de los equipos de cogeneración, factor de planta y excedentes eléctricos.

2.1. Operación y Mantenimiento de una Planta de Cogeneración

Una planta de cogeneración puede operar en 1, 2 ó 3 turnos; se necesita un operador por turno, y un cuarto operador en el caso de trabajar los domingos. Los operadores deben tener estudios técnicos de electromecánica y deben ser capacitados para realizar la operación, mantenimientos menores y de rutina de los motores, turbinas, calderas recuperadoras, etc. y para llevar a cabo las acciones apropiadas en caso de eventualidades. Deben también aprobar el curso básico de caldereros exigido por el SESMA para operar calderas de vapor.

En la operación de la planta de cogeneración, es de vital importancia la medición de las energías útiles generadas. Actualmente existen dispositivos que permiten medir y llevar un registro de dichas variables de operación: potencia y energía eléctrica, vapor, calor entregado en los circuitos de agua caliente.

El sistema de medición de potencia y energía eléctrica son los mismos utilizados en la industria en general. El sistema de medición de vapor consiste de un medidor de flujo, un sensor de presión y un sensor de temperatura (este último sólo en el caso de vapor sobrecalentado) y de un computador que calcula la energía del vapor generado. La medición del calor entregado en un circuito de agua caliente requiere conocer el caudal y la diferencia de temperatura del agua del circuito entre “sus puntos frío y caliente”.



26

2.2. Costos de Operación y Mantención. Disponibilidad Técnica.

Los costos de operación de la planta de cogeneración incluyen:

• Costos fijos (US$/año): constituidos por la remuneración de los operadores, los costos varios asociados como ropa de trabajo, elementos de seguridad e insumos de escritorio; su locomoción, colaciones y supervisión. Además deben considerarse los seguros de avería e incendio.

• Costos variables. Son los gastos de mantención, incluyendo aceite

lubricante, repuestos, reparaciones programadas y por fallas inesperadas.

• Costos de combustible. Son asociados a las condiciones de carga a la cual opere la planta.

Los programas de mantenimiento de los motores contemplan inspecciones, cambios de aceite, Top End Overhaul (a las 24.000 hrs de operación, revisión culatas, válvulas, etc.) y Bottom End Overhaul (a las 48.000 hrs de operación, revisión carter, cigüeñal, etc.). Los costos por este concepto bordean los 6 mills/kWh. Los fabricantes de motores plantean una disponibilidad anual del 97%, debido principalmente al tiempo requerido para llevar a cabo los programas de mantención.

Los costos de mantenimiento de las turbinas bordean los 5,0 mills/kWh, valor inferior al de los motores. Las turbinas requieren menos mantención que los motores producto de las diferencias de diseño que existen entre ellos (mecanismos y piezas móviles). Los fabricantes indican una disponibilidad anual entre 97% y 98%.

La mantención programada de las turbinas a gas contempla inspecciones mensuales, semestrales y anuales. El overhaul se realiza a las 30.000 hrs de operación. El overhaul es un mantenimiento completo de la turbina, después del cual la turbina queda en una condición de operación similar a una turbina nueva. Para realizarlo, la turbina debe ser enviada al extranjero todo lo cual demora aprox. 45 días. En este momento también existe la posibilidad de cambiar la turbina actual por otra, a la cual ya se le ha realizado un overhaul. Bajo este procedimiento llamado “exchange”, el cambio de turbina en terreno demora aprox. 16 hrs, y tiene un costo similar al del overhaul tradicional.

En el cuadro siguiente se indican los costos fijos y variables totales para los siete proyectos seleccionados. Se ha supuesto que se requieren 3 operadores trabajando de Lunes a Sábado inclusive.



27

Cuadro N° 2.1: Estimación de Costos de Operación y Mantención (No incluye Costos de Combustible)

Sueldos (3 Operarios) 21.000 U$/año Gastos varios 540 U$/año Seguros* (para planta de 4 MW) ** 11.000 U$/año Mantención Fija (para planta de 4 MW)** 10.000 U$/año Mantención Motores *** 0,006-0,008 U$/kWh Mantención Turbinas *** 0,005-0,007 U$/kWh

* Seguros en caso de averías e incendios. ** Estos costos tienen relación con el tamaño de la planta. *** Los costos mayores se refieren a los equipos más pequeños dentro de su rango económico **** No se incluyen gastos de operación ni mantención de equipos de respaldo.

2.3. Balance de Energía de Motores y Turbinas y sus Características

Operacionales.

En los cuadros siguientes se presentan los balances de energía de los motores y turbinas a gas utilizados en la caracterización técnica. Los balances se presentan en kW (Energía por unidad de tiempo) y porcentajes respecto del consumo de combustible del sistema de cogeneración.

Cuadro N° 2.2: Balance de Energía de Motores

Motor CAT G3508 LE

CAT G3516B LE

CAT G3520C

2 CAT G3520C

KW kW KW kW Consumo Combustible (PCI) 1.489 3.107 5.077 10.154 Potencia Eléctrica Generada 480 1.085 1.950 3.900 Gases Escape 397 1.105 1.617 3.233 JW, OC, AC1 * 439 624 998 1.996 AC2 * 65 79 156 312 Pérdidas por radiación y convección 108 214 356 713 Consumo Combustible (PCI) 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Eficiencia Eléctrica Motor-Generador 32,2% 34,9% 38,4% 38,4% Gases de Escape 26,7% 35,6% 31,8% 31,8% JW, OC, AC1 29,5% 20,1% 19,7% 19,7% AC2 4,4% 2,5% 3,1% 3,1% Pérdidas por radiación y convección 7,3% 6,9% 7,0% 7,0%

* JW: Jacket Water OC: Oil Cooler AC1: After Cooler 1a etapa AC2: After Cooler 2a etapa



28

Cuadro N° 2.3: Balance de Energía de Turbinas

Motor SOLAR TAURUS 60

2 SOLAR TAURUS 60

2 SOLAR MARS 100

kW KW kW Consumo Combustible (PCI) 17.972 35.944 65.389 Potencia Eléctrica Generada 5.376 10.752 20.878 Gases de Escape 10.967 21.934 43.868 Pérdidas por radiación y convección 905 1.810 2.597

Consumo Combustible (PCI) 100,0% 100,0% 100,0% Eficiencia Eléctrica Turbina –Generador 29,9% 29,9% 31,9%

Gases de Escape 65,1% 65,1% 64,1% Pérdidas por radiación y convección 5,0% 5,0% 4,0%

Las cifras de rendimiento eléctrico vienen dadas para operación a plena carga (100% de la capacidad de los equipos). La figura siguiente muestra como varía la eficiencia eléctrica de los motores y turbinas a gas ante variaciones en su carga.

Figura N° 2.1.: Eficiencia de Motores y Turbinas a Gas a Carga Parcial



29

En la figura es posible observar que las turbinas tienen una menor eficiencia eléctrica que los motores, y que a cargas parciales, la eficiencia eléctrica de las turbinas decae más fuertemente. En cuanto a las características operacionales de los motores y turbinas en altura (asnm), la potencia que entregan las turbinas decae más fuertemente con la altura que la potencia de los motores. Hoy hay disponibles motores y turbinas que son capaces de operar con biogas, gas de vertedero, gas de pozo, etc., vale decir, gases de menor poder calorífico que el gas natural.

2.4. Análisis de las Demandas de Energía de la Industria de Alimentos con

Proyecto de 4 MW en Motores. ( Proyecto descrito en 1.2 a).

El tipo de tecnología a usar para cogenerar depende de las magnitudes de las demandas de energía eléctrica y térmica de la industria o centro de consumo a abastecer (entre ellos el sistema eléctrico), de las proporciones que existen entre ellas y de las temperaturas requeridas para las demandas de calor existentes.

Para determinar el tamaño más apropiado y la tecnología de cogeneración a instalar, en términos de una buena utilización energética de la planta de cogeneración y en términos económicos, e identificar las estacionalidades del centro de consumo, se debe realizar un análisis de las demandas mensuales y horarias de energía eléctrica y térmica (gases, vapor, agua caliente, etc.) del centro o centros de consumo.

Las variaciones del centro de consumo industrial quedan determinadas por los distintos períodos de tiempo en los que ocurren variaciones apreciables de las características de sus consumos energéticos. Estos períodos pueden ser el día y la noche, días de semana y fin de semana, meses de verano y de invierno, etc. Mientras más estables en el tiempo sean los consumos energéticos, menor será el período de tiempo de demandas horarias a incluir en el análisis. Un análisis frecuente para estudios de factibilidad es disponer de los consumos horarios de una semana típica, normalizarla al valor de una semana de consumo igual al promedio anual y calcular en base a ella los consumos y entregas del equipo de cogeneración, tanto en la parte eléctrica como calórica. La planta de cogeneración puede operar siguiendo las demandas térmicas, o las demandas eléctricas del o los centros de consumo a abastecer, u operar siempre al 100% de su capacidad eléctrica.

Al existir la posibilidad de vender energía al sistema, el método más eficiente sería dimensionar la planta para un consumo estable y básico de calor de la



30

industria y operar al 100% de su capacidad eléctrica compatible con la capacidad de las redes de distribución cercanas. En cuanto a la selección de una tecnología, a pesar de no existir una regla fija debido a que cada usuario tiene sus propias características, en la práctica se ha encontrado que la turbina más pequeña y que puede operar económicamente en algunos casos es la de 3.200 kW, con una capacidad de generación de vapor de 7.000 kg de vapor por hora. Por este motivo en la metodología para la estimación de potenciales de cogeneración se ha considerado este límite aproximado para estimar el tipo de tecnología posible de usar en cada industria analizada.

En los gráficos siguientes se indica una variación típica de consumos o demandas de electricidad, vapor y agua caliente de la industria de Alimentos descrita en el punto 1.2 a) que opera a 3 turnos de lunes a sábado. Las demandas se muestran en líneas azules. La planta de cogeneración se diseñó para abastecer el consumo base de vapor que en este caso es de 3,15 ton/hr. De esta forma se cuenta con las calderas de la industria para que tomen los consumos calóricos peak. Esto conduce a un proyecto de dos motores CAT 3520 con un total de 3.900 kW.

Considerando que se pueden vender los excedentes al sistema, a través de las redes del distribuidor, se indican en rojo las entregas a la industria y en verde las entregas eléctricas (excedentes) al sistema. De esta forma los motores se mantienen al cien por ciento de su carga eléctrica.

En los otros gráficos de Perfil Horarios se indica también la entrega instantánea de calor en forma de vapor y de agua caliente con líneas en rojo. En el caso del agua caliente la capacidad de entrega de calor es mucho mayor que la demanda por lo que la entrega (línea roja) resulta igual a la demanda (línea azul). En ambos gráficos se representa con línea naranja la energía perdida en la generación de vapor y en el agua caliente de refrigeración, respectivamente.



31

Gráfico N° 2.1

Perfil Electrico Horario para 1 Semana

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

17/6

18/6

19/6

20/6

21/6

22/6

23/6

24/6

Días: hora por hora

kW

Dda Electrica Electricidad Cogen Industria Excedente

Gráfico N° 2.2

Perfil Horario de Vapor para 1 Semana

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

17/6

18/6

19/6

20/6

21/6

22/6

23/6

24/6


Ton vap / h

Dda Vapor Vapor Cogen Perdidas



32

Gráfico N° 2.3

Perfil Horario Agua Caliente para 1 Semana

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.60017

/6

18/6

19/6

20/6

21/6

22/6

23/6

24/6


EnergíaMcal/h

Ddas Agua Calte Agua Calte Cogen Pérdidas



33

3. EVALUACION ECONOMICA PRIVADA DE UN PROYECTO DE

COGENERACIÓN.

3.1. Definición del Proyecto.

El proyecto que se ha seleccionado para la evaluación económica corresponde al proyecto de 4 MW nominales sobre la base de dos motores Caterpillar de 1920 kW cada uno descrito en el punto 1.2. a) del Capítulo N° 1. En él se describe el proyecto, se acompaña un Lay Out con indicaciones de los equipos principales y auxiliares, una elevación, un esquema de uso del agua caliente y un diagrama eléctrico de conexión. Este proyecto corresponde a una industria de alimentos típica de tamaño mediano. El análisis de los requerimientos eléctricos, de vapor y agua caliente se indicaron en el punto 2.4. del Capítulo N° 2. La capacidad de la planta ha sido seleccionada para abastecer con un alto grado de uso (97,7%) las necesidades de vapor de la industria. Los peaks de consumos serían atendidos por su caldera actual, la que actuará además como respaldo térmico. En resumen, las principales cifras del proyecto son: Energía Eléctrica : • Demanda eléctrica fuera de punta de la industria 5.500 kW • Demanda eléctrica en punta de la industria 2.500 kW • Equipos: 2 motores CAT-3520C de 1.920 kW c/u • Capacidad Neta de generación eléctrica 3.800 kW

(1.920 kW c/u x 2 – 40 kW uso interno)

Energía Calórica: • Demanda media de vapor 3.500 kgv/hora • Capacidad de entrega de vapor 3.150 kgv/hora • Entrega de vapor promedio (97,7% uso) 3.000 kgv/hora • Demanda de calor en agua caliente (538 Mcal/hr) 2,13 MMBtu//hr

Operación: • De Lunes a Sábado en tres turnos: horas/año 7.488 hr/año



34

3.2. Modelos de Negocio.

Se consideran tres casos correspondientes a tres modelos de negocio posibles: 1) Cogenerador-industrial : Se instala un sistema de cogeneración dentro de

un proceso industrial existente y se inyectan los excedentes de energía eléctrica a la red de distribución para ser comercializados en el mercado mayorista de generación de electricidad. La industria continuará siendo cliente de la empresa distribuidora.

2) Cogenerador y energía: Se instala un sistema de cogeneración para

producir vapor y electricidad. Se vende el vapor a un cliente industrial cercano y la energía eléctrica se inyecta a la red de distribución para ser comercializada en el mercado mayorista de generación de electricidad.

3) Mixto: Se externalizan los servicios de cogeneración. La industria pasa a

ser un cliente libre de la empresa de cogeneración y la empresa distribuidora deja de ser una contraparte comercial de la industria. La empresa de cogeneración aparece como un generador más del mercado eléctrico mayorista y en este mercado, debe adquirir los respaldos de energía y potencia para su cliente industrial, lo que implicará el pago de peaje a la empresa distribuidora.

En la figura siguiente se muestra en su parte superior, la variación aproximada de consumos eléctricos de la planta de cogeneración, a base del perfil eléctrico horario indicado en el Gráfico N° 2.1 del punto 2.4. del Capítulo anterior, para un día típico de invierno. En resumen, el consumo eléctrico varía entre 3.800 kW y 5.500 kW, bajando a 2.500 kW durante las horas puntas de 18 a 23 horas.



35

ESTRATEGIA DE DESPACHO PERIODO DE PUNTA ELÉCTRICA

Caso 1 : Cogenerador industrial : vende sólo excedentes al sistema Caso 2 : Cogenerador-energía : vende todo al sistema Caso 3 : Mixto : vende todas sus necesidades al cliente y excedentes al sistema

Vende Caso 1 Caso 2 Caso 3A IndustriaDEM PTA 2.500 --- 2.500DEM MAX 2.500 --- 5.500Energía Eléctrica 2.500 x 24 hr. --- 3.800 x 19 + 2.500 x 5 +CVA SistemaDEM PTA 1.300 3.800 1.300DEM MAX --- ---Energía Eléctrica 1.300 x 24 hr. 3.800 x 24 hr. 1.300 x 5A DistribuidorDEM PTADEM MAX -1.700Energía Eléctrica -CVPeajes Energía -CVCV = (1.700/2) x 19 horas (kwh/día).



36

En el cuadro anterior y en su parte inferior se indican las estrategias de despacho para los tres modelos de negocio durante los meses de punta eléctrica. En este cuadro se indican las ventas de Demanda en Punta, Demanda Máxima y Energía Eléctrica a la Industria y al Sistema, así como las compras de Demanda Máxima y de Energía que deben realizarse al Distribuidor Eléctrico o al Sistema. A base de estas cifras se realizarán los análisis económicos de los tres modelos de negocios.

3.3. Aspectos Contractuales de la Relación de la Industria con el Distribuidor Eléctrico.

En el caso de clientes con capacidades eléctricas contratadas mayores que 500 kW y menores que 2.000 kW, éstos se rigen actualmente y podrán elegir seguir rigiéndose en el futuro por los tarifados fijados por el gobierno o actuar como clientes libres. Todas las industrias e instituciones de cierto tamaño como Hospitales u Hoteles han optado en su gran mayoría la tarifa AT-4.3, es decir por abastecerse en 12.000 V y pagar por las Potencias leídas. Los clientes con potencias contratadas sobre 2.000 kW, denominados también clientes libres, son abastecidos a base de Contratos de Suministro Eléctrico, los que en general contemplan los siguientes aspectos en su gran mayoría: • Plazos entre dos y cuatro años • Condiciones similares a la tarifa AT-4.3 : cobran por energía y Potencia en

horas punta y demanda máxima (fuera de punta). • Precios similares a los indicados en la tarifa AT-4.3. Estos precios serán

considerados para la evaluación económica. Durante ciertos períodos y en ciertos casos estos precios han sido superiores a los de la tarifa AT-4.3, o inferiores en hasta un 15% en los casos específicos cuando un distribuidor ha logrado abortar proyectos de cogeneración para la industria.

• No requieren consumos mínimos ni varían los precios con la demanda. Por este motivo, mientras dure el contrato vigente nada impediría el suministro parcial a la industria por parte del cogenerador.

• Determina en ocasiones y por períodos específicos, la disminución de las horas punta o lo que se denomina como Oferta Especial de Invierno. Esta oferta consiste en reemplazar el cobro en horas punta por un valor dado anual, siempre que el cliente reduzca sus consumos en punta bajo cierto nivel durante 20 a 40 días que selecciona el distribuidor.

Debido a la dificultad actual y previsible en el futuro de que la industria pueda ser abastecida en forma confiable desde una fuente distinta del distribuidor local, los denominados clientes libres se encuentran a merced del adecuado comportamiento comercial del distribuidor, uno de los cuales se ha opuesto permanentemente a los



37

proyectos de cogeneración. Como los clientes de más de 2.000 kW no pueden optar por las tarifas fijadas, ellos temen que de instalar una cogeneración, en la próxima renovación de contrato las tarifas eléctricas sean aumentadas por lo que aún estarían consumiendo del distribuidor. Para eliminar este temor, irrespectivamente de su capacidad contratada, estas industrias deberían tener la posibilidad de optar por la tarifa fijada oficial. El efecto de la instalación de una planta de cogeneración en una industria hace que el distribuidor pierda el VAD por la parte de energía y potencia que abastece el cogenerador. Sin embargo, a mediano plazo el distribuidor evitaría aumentar la capacidad de sus líneas eléctricas en el sector.

3.4. Precios de Venta.

3.4.1. Precios Eléctricos.

3.4.1.1.Precios Eléctricos de Venta al Sistema.

De acuerdo a las bases del presente estudio para la venta al sistema, se consideran los precios nudo de Energía y Potencia de la barra troncal más cercana, recargado en un 5%. El cálculo del precio nudo se realizó a un nivel de voltaje de 12.000 V para una empresa del Sur de Santiago y abastecida por la Distribuidora Río Maipo. Para ello se utilizó el cálculo indicado en el artículo 4 del decreto del 08.07.04 que fija los Precios Nudos. 3.4.1.2.Precios Eléctricos de Venta a la Industria. Descuentos.

En este caso se toman los precios alternativos de la Industria, es decir, la tarifa AT-4.3 vigente en el mes de Agosto del 2004 y, que es la más utilizada por las industrias e instituciones como hospitales y hoteles. Posteriormente, en el estudio de factibilidad se aplicarán descuentos de estos precios de venta a la industria del orden del 3 al 5% de modo de interesar a la industria en desarrollar el proyecto. 3.4.1.3.Resumen de Precios Eléctricos.

El cálculo detallado de los precios nudos y según la tarifa AT-4.3, se muestra en la figura siguiente:



38

PRECIOS DE NUDO APLICADOS A CLIENTES REGULADOS EN ZONASDE CONCESIÓN DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS. Precios sin IVA

De acuerdo a artículo 4 del decretodel 8.07.04 que fija Precios Nudos

Precio Energia Precio PotenciaAlto Jahuel Alto JahuelN1 0,794 N1 0,794R1 1,020 PNP1 3504,330PNE1 18,934 CBTP1 880,630CBTE1 10,300 K1 482,890Cerro Navia CBLP 96,660N2 0,206 CBLP0 96,660R2 1,010 Cerro NaviaPNE2 19,035 N2 0,206CBTE2 10,300 PNP2 3564,790Precio Nudo Energía 21,282 $/KWh CBTP2 880,630Precio Nudo Energía 0,0338 U$/KWh K2 284,110Precio de Venta al Sistema 0,0355 U$/KWh CBLP 96,660

CBLP0 96,660Hipótesis: Precio Nudo Pot 4839,356 $/KWUbicación delCogenerador San Bernardo Precio Nudo Pot 7,68 U$/KWDistribuidor Rio Maipo Precio de Venta al Sistema 8,07 U$/KWArea 2(b)Cogenerador se conecta a 12 KVPrecios Diario Oficial 8.07.04Recargo de Precios Nudos 5% Pesos / dólar 630

PRECIOS AT 4.3 APLICABLES A INDUSTRIAS E INSTITUCIONESPrecios sin IVA

PRECIOS AT4.3 al 1° de Agosto del 2004$/KWh con Iva $/KWh sin Iva U$/KWh sin Iva

Energía 25,682 21,582 0,034$/KW con Iva $/KW sin Iva $/KW sin Iva

Potencia Pta 5246,04 4408,44 7,00$/KW con Iva $/KW sin Iva $/KW sin Iva

Pot. Fuera Pta. 843,56 708,87 1,13



39

En resumen estos precios son :

Precios sin IVA

Precio Nudo Precio de Venta (Nudo + 5%)

Precio AT-4.3

Potencia en Punta US$/kW 7,7 8,07 7,00 Demanda Máxima US$/kW -- -- 1,13 Energía Eléctrica US$/kW 0,0340 0,0355 0,034

3.5. Rendimiento y Costos de Operación.

Estos están tomados del Cuadro N° 2.2. del punto 2.3. del Capítulo 2 y se utilizan posteriormente en la evaluación económica : Rendimiento de la Planta : Eficiencia Eléctrica 38,4% Calor en gases de Escape 31,8% Calor en Agua de Refrigeración de alta T° 19,7% Eficiencia del Intercambiador 98,0% Eficiencia de la Caldera de Recuperación 68,0% Los costos de operación indicados en el Cuadro N° 2.1 del punto 2.2. aplicables a este caso, se resumen de la siguiente forma: Costos de Operación US$/año Sueldo Operarios (3) 21.000 Gastos varios 540 Seguros de Siniestros y de avería 11.000 Costos de Mantención y supervisión fijos 10.000 Total Costos de Operación 42.540 Costos por kW (Planta de 3.800 kW) U$/kW/año 11,2

A este costo operacional debe agregarse el costo de operación de los motores diesel de respaldo en los casos en que serían necesarios. (Caso N° 1 y Caso N° 3). El número de horas de operación de estos motores dependerá de la confiabilidad del equipo. Suponiendo 200 horas de operación al año con un total de 400.000 kWh producido el mayor gasto en combustible diesel y mantención, sería alrededor de US$ 36.000/año. El costo del Gas Natural fue tomado del Tarifado Industrial Uniforme de Metrogas, vigente, como el precio marginal del gas natural para el caso de una industria mediana similar al caso estudiado.



40

3.6. Inversiones.

Las inversiones del proyecto son las indicadas en el Cuadro N° 1.3, pto. 1.3. del Capítulo 1, para el proyecto de 2 motores CAT 3520c, más ciertas inversiones eventuales en respaldo, terreno, empalme propio y gastos para la adecuación de la red eléctrica de distribución para tomar la energía eléctrica que el cogenerador entregue al sistema. Las inversiones requeridas que se consideran son en definitiva las siguientes:



41

Cuadro N° 3.1.

(1) Casos 2 y 3 consideran además US$ 50.000 por compra de terreno propio. (2) Caso 2 no considera inversión en motores de respaldo pues se supone que en este caso no son

necesarios.

INVERSIONES PLANTA DE COGENERACION PRESELECCIONADA

Equipo 2 MOTORES CAT 1920 C/U = Capacidad Eléctrica 3.800 kW

CASO 11. COSTOS DE INVERSIONITEM Costo

Grupo Motor-Generador 1.182.500Sistema de Generación de Vapor 389.425Sistema de agua caliente 47.000Sistema eléctrico de control y distribución 250.000

Total Equipos 1.868.925

Instalación suministros mecánicos y eléctricos 163.000Obras Civiles e ingeniería y administración 259.000Cogeneración [KW] 2.000 400.000Costo del respaldo (U$/KW) 200Terreno y empalme 0Total Complementos 822.000Costo Conexión Eléctrica 40.000TOTAL 2.730.925Precio Unitario (US$/kW) 719

TOTAL EQUIPOS 1.868.925% DEL COSTO TOTAL 68%



42

Por el momento se ha supuesto que es necesario disponer a lo menos con un respaldo en motores diesel con capacidad igual a uno de los dos motores a gas, mientras no se determine reglamentariamente como podría tomarse respaldo del sistema mismo sin tener que pagar el valor total del VAD del AT-4.3, o que éste sea cobrado sobre la base de la energía utilizada y no de la potencia. Se supondrá que el costo del terreno y del empalme sería normalmente aportado por la Industria, cuando el propósito es abastecerla tanto en calor como en energía eléctrica. (Caso 1). El costo por conexión eléctrica es sólo una cifra estimada pues dependerá de la ubicación de la Planta de Cogeneración y de la red de distribución que la alimenta.

3.7. Desarrollo de la Evaluación Económica.

3.7.1. Generalidades.

El cálculo de la evaluación económica se realizó utilizando un modelo de cogeneración de propiedad de Gamma Ingenieros S.A. Al estudio se anexa el modelo en Excel para uso exclusivo de la Comisión Nacional de Energía. Los cuadros con los resultados completos se acompañan en el Anexo A.1. El modelo consta de las siguientes planillas : a) Datos: Datos de entrada b) Ingresos Anuales: Calcula los ingresos y costos anuales c) Flujo de Caja Puro: Desarrolla el flujo de caja del proyecto sin

financiamiento de ningún tipo d) Flujo de Caja Rental: Desarrolla el flujo de caja considerando el

caso de un arrendamiento de la instalación o de un leasing equivalente .

e) Inversiones: Detalla las inversiones totales

3.7.2. Datos.

En esta hoja se ingresan: i) Los rendimientos, capacidades y usos de los equipos. ii) Los precios y costos de la energía. Se ha supuesto por el momento,

hasta completar el estudio de la potencia a firme a realizar con el próximo informe de avance, que ésta es de un 80%.

iii) Los datos de la instalación misma y su operación incluyendo la estrategia de despacho al cliente y al sistema.



43

iv) Datos de la unidad incluyendo las inversiones eventuales y costos de mantención y operación.

En el cuadro siguiente se muestra la hoja de Datos, con los datos correspondientes al modelo de Negocios número 1. (Caso N° 1).



44



45

3.7.3. Ingresos Anuales.

En este cuadro se calcula sistemáticamente lo siguiente : i) Ingresos eléctricos: pagados por el cliente (la Industria) y pagados

por el Sistema. ii) Ingresos por venta de calor al cliente iii) Gastos en Gas Natural iv) Gastos de Mantención y Operación v) Pagos al Sistema o al Distribuidor (Sólo para el modelo N° 3)

Los ingresos y gastos se separan según estos varían con el precio eléctrico, según el precio del gas y los gastos independientes de ambos factores. Esto se realiza para calcular posteriormente las sensibilidades correspondientes. Finalmente se determina el ingreso anual neto. Esta cifra aún no incluye inversiones, valores residuales, financiamiento o arrendamiento de los equipos ni otros ingresos y costos como son los ingresos por bonos de carbono, egresos (o menores ingresos) por margen de ahorro para el cliente e impuestos, los que son incluidos en la hoja de flujo de caja. Se acompaña la hoja de Ingresos Anuales correspondiente al modelo de negocio número 1.



46

CASO 11.-INGRESOS ELECTRICOS 2.-INGRESOS POR VENTA DE CALOR

Venta física energía al Cliente kWH/year 18.720.000 Recoverable Heat (i) MMBTU/hour 9,27Venta física energía al sistema kWH/year 9.734.400 Electrical Operation (j) Hours/year 7.488kWH Cost cliente US$/kWH 0,0340 Natural Gas Cost (k) US$/MMBTU 3,80kWH Cost sistema US$/kWH 0,0355 Actual Boiler Efficiency (l) % 80%Ingresos energía desde el cliente (d) US$/year 636.480Ingresos energía desde el sistema US$/year 345.571

INGRESOS VENTA DE CALO(m) US$/year 329.660Precio demanda en punta cliente US$/kW 7,00 (m) = (i) * (j) * (k) / (l)Precio demanda en punta SISTEMA US$/kW 8,07Potencia Punta Cliente kW 2500Potencia Punta Sistema kW 1300Meses por año operación Month/year 12Ingresos por potencia en punta desde cliente (h) US$/year 210.000Ingresos por potencia en punta desde sistema US$/year 100.714(h) = (e) * (f) * ( g)Precio demanda máxima fuera de punta US$/kW 1,13Ingresos por potencia fuera punta cliente (n) US$/year 33.900

TOTAL INGRESOS ELÉCTRICOS DESDE CLIENTE (1) US$/year 880.380 (1) = (d) + (h) +(n) 8,1%TOTAL INGRESOS ELÉCTRICOS DESDE SISTEMA (1) US$/year 446.285TOTAL INGRESOS POR CALOR CLIENTE US$/year 329.660 (m)

3.-GASTOS DE GAS NATURAL 4.-GASTOS DE MANTENCIÓN Y OPERACIÓN

Natural Gas Consumption (s) MMBTU/hour 37,39 Maintenance Cost per kW (w) US$/kWH 0,0060Electrical Operation (t) Hours/year 7.488 Electrical Operation (x) Hours/year 7.488Natural Gas Cost (u) US$/MMBTU 3,80 Electric Mean Power Load (y) kW 3.800COSTOS DEL GAS (v) US$/year 1.064.000 Gastos de Mantención (z) US$/year 170.726

Gastos de Operación (u) US$/year 42.560Gastos Motores de respaldo US$/year 36.000

(v) = (s) * (t) * (u) (z) = (w) * (x) * (y)

TOTAL COGENERATION EXPENSES (2) US$/year 1.313.287 (2) = (v) + (z)+(u)

INGRESOS ELÉCTRICOS US$/year 1.326.665INGRESOS CALOR US$/year 329.660COSTOS DEL GAS US$/year -1.064.000COSTOS DE OPERACIÓN Y MANT. US$/year -249.286INGRESOS ANUALES NETOS US$/year 343.038

INGRESOS NETOSINDUSTRIA DE ALIMENTOS 2 MOTORES CAT 1920 C/U =



47

3.7.4. Flujo de Caja Puro.

En las dos primeras líneas del Cuadro de Flujo de Caja se indica el total de ingresos y gastos tomados de la hoja anterior. La diferencia entre estas dos cifras es igual al ingreso anual neto. Se indica a continuación lo siguiente : i) Crédito por CO2 : Estos fueron calculados en la hoja de datos a

base de considerar un crédito proporcional a la potencia, sobre la base de un estudio para una planta similar ya presentado a la autoridad del Protocolo de Kioto.

ii) Margen del Cliente: calculado entre un 3 y un 5% dependiendo del modelo de negocio con la finalidad de asegurar un margen interesante mínimo de US$ 50.000/año para la industria.

iii) Depreciación: se considera la planta como un todo, aplicándosele la depreciación de 10 años válida para los equipos y sus instalaciones.

iv) Impuestos de Categoría. Se calculan como el 17% de la utilidad considerando la depreciación como un gasto.

v) Inversiones : la inversión total vi) Valor residual. Se considera un 30% de la inversión total, lo que

equivale aproximadamente a un 40% del valor de los equipos y valor nulo de las instalaciones a 10 años plazo. Este es el plazo normal de evaluación de las instalaciones industriales o asociadas a una industria. Sin embargo, si se considerara un plazo de 15 años sin valor residual, el efecto en el TIR es un aumento de solamente 1,5 puntos.

El Flujo de Caja Puro del modelo de negocio N° 1, se muestra en el cuadro siguiente : En el Cuadro "Resultados" se indica la inversión, el Valor Presente Neto (VPN) al 10% en el plazo de 10 años de análisis, la Tasa Interna de Retorno (TIR o IRR) y el Período de Pago de la Inversión. En el cuadro de Análisis de Sensibilidad se calcula la variación de la Tasa Interna de Retorno con variaciones porcentuales de los precios eléctricos, de gas y de las inversiones.



48

FLUJO DE CAJA PURO CASO 1GEN-SET: 2 MOTORES CAT 1920 C/U = 3900KW

CASO 1 Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5 Year 6 Year 7 Year 8 Year 9 Year 10Total de Ingresos 0% Electricity 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325Total de Gastos 0% Nat. Gas -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287Créditos por CO2 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152Margen del Cliente VERDADERO -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502

Depreciación -273.093 -273.093 -273.093 -273.093 -273.093 -273.093 -273.093 -273.093 -273.093 -273.093Impuestos de Categoría 17% -5.031 -5.031 -5.031 -5.031 -5.031 -5.031 -5.031 -5.031 -5.031 -5.031

Inversión 0% -2.730.925Valor Residual 30% 819.278

Flujo de Caja Neto -2.730.925 297.656 297.656 297.656 297.656 297.656 297.656 297.656 297.656 297.656 1.116.934

Resultados Analisis de SensibilidadInversión 2.730.925 US$ Electricidad IRR Gas Nat. IRR Inversión IRR

Variación Variación VariaciónValor presente neto al 10% -586.089 US$ 30% 20,3% 30% -4,2% 30% 2,5%Tasa Interna de Retorno (IRR) 5,4% 20% 15,6% 20% -0,8% 20% 3,4%Período de Pago de la Inversión 9,0 years 10% 10,7% 10% 2,4% 10% 4,3%

Base 0% 5,4% 0% 5,4% 0% 5,4%-10% -0,2% -10% 8,4% -10% 6,8%-20% -6,4% -20% 11,2% -20% 8,5%-30% #¡NUM! -30% 14,0% -30% 10,6%



49

3.7.5. Flujo de Caja Rental.

Se desarrolla el caso de un arrendamiento de la instalación (Rental), con una inversión del orden de un 15% correspondiente a ingeniería, supervisión y varios anexos a la planta misma y pagos de arrendamiento anuales por el 70% de la inversión durante los años del contrato. El dueño de la instalación, es decir el arrendador, queda con la obligación de recibir el equipo al término del contrato o alternativamente a elección del arrendatario vendérselo por ese valor (15%), más los intereses del período. Esta última alternativa ha sido la desarrollada en el flujo de caja. Estas son las condiciones mínimas para que la operación sea considerada como un arrendamiento y no como una deuda. De esta forma no se afecta la razón de endeudamiento de la empresa. Las componentes del flujo son las mismas que en el caso del Flujo de Caja Puro más las siguientes: i) Pago de cuota del rental ii) Cuota Final Rental (Opción de compra del equipo al final del

período)

En el cuadro titulado "Parámetros y Costos de un Rental o de un Leasing" se calcula el valor de las cuotas y la cuota final. En el caso del leasing se utiliza el mismo cuadro pero efectuando el cambio indicado al pié. También se presenta el Análisis de Sensibilidad. Cuando en este cuadro aparece la indicación NUM! o DIV/O! es porque la tasa se ha hecho muy negativa y menor que el -10%. En el caso de Rental la sensibilidad es muy alta por lo cual las rentabilidades esperadas no pueden considerarse como factor para hacer el negocio. El sistema Rental tiene la ventaja que el valor de los bienes no aparece como deuda de la empresa y por lo tanto no afecta a sus condiciones de endeudamiento.



50

FLUJO DE CAJA CON ARRENDAMIENTO CASO 1GEN-SET: 2 MOTORES CAT 1920 C/U = 3900KW

CASO 1 Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5 Year 6 Year 7 Year 8 Year 9 Year 10Total de Ingresos 0% Electricity 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325 1.656.325Total de Gastos 0% Nat. Gas -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287 -1.313.287Créditos por CO2 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152 20.152Margen del Cliente VERDADERO -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502 -60.502Pagos cuota Rental -265.919 -265.919 -265.919 -265.919 -265.919 -265.919 -265.919 -265.919 -265.919 -265.919Depreciación -40.964 -40.964 -40.964 -40.964 -40.964 -40.964 -40.964 -40.964 -40.964 -40.964Impuestos de categoría 17% 713 713 713 713 713 713 713 713 713 713Cuota final Rental -768.948

Inversión 0% -409.639Valor Residual 30% 819.278

Flujo de Caja Neto -409.639 37.482 37.482 37.482 37.482 37.482 37.482 37.482 37.482 37.482 87.811

Resultados Analisis de SensibilidadInversión 409.639 US$ Electricidad IRR Gas Nat. IRR Inversión IRR

Variación Variación VariaciónValor presente neto al 10% -159.927 US$ 30% 89,7% 30% #¡NUM! 30% -2,8%Tasa Interna de Retorno (IRR) 0,6% 20,0% 62,5% 20% #¡DIV/0! 20% -1,8%Período de Pago de la Inversión 9,8 years 10,0% 34,4% 10% #¡DIV/0! 10% -0,7%

Base 0,0% 0,6% 0% 0,6% 0% 0,6%-10% #¡NUM! -10% 20,8% -10% 2,1%-20% #¡DIV/0! -20% 37,5% -20% 3,9%-30% #¡DIV/0! -30% 53,1% -30% 6,1%

PARAMETROS Y COSTOS DE UN RENTAL O UN LEASING Tasa Interés Rental % 6,5%

Plazo Rental N° años 10,0Inversión Total 2.730.925% Inversión directa 15% 409.639% Inversión a Rental/Leasing % 70,0%Inversión a Rental/Leasing US$ 1.911.648Saldo Inversión 15,0% US$ 409.639Cuota Anual RENTAL US$ 265.919

Pago extra del Año 10 US$ 768.948

NOTAS:En caso de Rental el % de Inversión a Rental es de un 70%En caso de Leasing el % de Inversión a Leasing es de un 85%



51

3.7.6. Resumen de Resultados de la Evaluación.

3.7.6.1. Resumen de Ingresos. Estos se muestran en los dos cuadros siguientes, expresados en valores físicos y en dólares respectivamente.

v3Vende Caso 1 Caso 2 Caso 3

A IndustriaDEM PTA KW 2.500 --- 2.500DEM MAX KW 2.500 --- 5.500Energía Eléctrica KWH/año 18.720.000 --- 31.465.200A SistemaDEM PTA KW 1.300 3.800 1.300DEM MAX KW --- ---Energía Eléctrica KWH/año 9.734.400 28.074.400 2.028.000A DistribuidorDEM PTA KWDEM MAX KW -1.700Energía Eléctrica KWH/año -5.038.800Peajes Energía KWH/año -5.038.800

Ventas Netas de Energía KWH/año 28.454.400 28.074.400 28.454.400

RESUMEN DE INGRESOS EN UNIDADES FISICAS



52

3.7.6.2.Parámetros de Evaluación.

Los principales parámetros de la evaluación económica son los siguientes:

Tasa Interna de Retorno Proyecto Puro

Base - 10% elect. + 10% gas 1. Cogenerador Industrial 5,4 -0,2 2,4

2. Cogenerador-Energía 9,8 3,9 6,5 3. Mixto 5,0 -0,5 2,0

Vende Caso 1 Caso 2 Caso 3A IndustriaDEM PTA U$/año 210.000 --- 210.000DEM MAX U$/año 33.900 --- 74.580Energía Eléctrica U$/año 636.480 --- 1.069.817A SistemaDEM PTA U$/año 100.714 294.394 100.714DEM MAX U$/año --- ---Energía Eléctrica U$/año 345.571 996.641 71.994A DistribuidorDEM PTA U$/añoDEM MAX U$/año -23.052Energía Eléctrica U$/año -178.877Peajes Energía U$/año -13.706Ventas Netas de Energía yPotencia U$/año 1.326.665 1.291.035 1.311.469

RESUMEN DE INGRESOS EN DÓLARES



53

3.8. Ahorro de Energía Primaria.

El ahorro de energía primaria (AEP) se puede calcular según la fórmula indicada más adelante en el punto 7.3.1, considerando el valor de : nce=0,51 y nv= 9,27/33,77 = 0,275 AEP = C (nv/nc + ne/nce – 1) = = 33,77 MMBtu inf/hr * 7488 hr/año * (0,275/0,8 + 0,384/0,51 – 1) = 252870 *(0,343 + 0,753 – 1) = 252870 * 0,096 = 24260 MMBtu inf/año = 26860 MMBtu sup/año = 728.308 m3 eq.gas natural/año El ahorro de energía primaria calculado en MMBtu sup/año, multiplicado por un costo marginal del gas puesto en Santiago estimado en US$ 3/MMBtu, da un ahorro estimado país de US$ 80.580/año.



54

4. OPORTUNIDADES Y BARRERAS COMERCIALES, FINANCIERAS Y

TECNICAS PARA LOS PROYECTOS DE COGENERACION

En este punto se explican las oportunidades y barreras que tienen hoy día estos proyectos y su relevancia en la evaluación económica privada. Para esto se ha utilizado la experiencia del consultor en el estudio de proyectos de cogeneración para más de quince industrias e instituciones nacionales durante los últimos tres años y los resultados de las diversas evaluaciones realizadas incluyendo las que se acompañan en el punto anterior.

4.1. Oportunidades de la Cogeneración.

Las principales oportunidades son las siguientes : 4.1.1. Ahorro de Energía.

Esta se produce debido a que las eficiencias energéticas de estos proyectos pueden ser muy superiores a las de las plantas termoeléctricas en general y a la del sistema eléctrico y equipos térmicos industriales que se reemplaza.

4.1.2. Generación de Bonos de Carbono.

Este aspecto está básicamente asociado a su mayor eficiencia a nivel país. De esta forma es posible reconocer ante las autoridades competentes y luego vender los bonos de carbono generados, apoyando de esta forma la evaluación económica de los proyectos, así como aportando a la disminución de gases que producen el efecto invernadero.

4.1.3. Seguridad de Suministro.

Frente a cortes de suministro de la red o a eventuales racionamientos eléctricos por escasez de recursos hidráulicos, la industria contaría con un abastecimiento alternativo procedente de su planta de cogeneración.

4.1.4. Disminución de Costos País.

Este se produce por el ahorro en energía primaria, en particular de combustibles fósiles importados, gracias a la mayor eficiencia de la cogeneración y por la disminución de las pérdidas en la transformación, transmisión y distribución eléctrica.



55

4.1.5. Retraso y Disminución de las Inversiones en Transmisión y

Distribución.

Con los sistemas de cogeneración industrial distribuidos, se disminuye el crecimiento de la demanda eléctrica lo cual permite evitar o retrasar inversiones en infraestructura de transmisión y distribución eléctrica

4.1.6. Interés de Terceros en Invertir en estos Negocios.

Existen firmas internacionales y nacionales interesadas en participar en estos negocios. Por este motivo, ésta puede ser una buena oportunidad, en especial si se realiza una buena promoción internacional bien dirigida, una vez eliminadas las barreras legales y de mercado existentes.

4.1.7. Disponibilidad de Financiamiento Internacional.

Hoy día existen posibilidades muy interesantes de financiamiento, de tipo leasing o de arrendamiento de muy bajo costo, a tasas de 5 a 7% al año en dólares y a plazos de cinco a diez años. Las fuentes de financiamiento son los Bancos y las empresas fabricantes de los equipos. En este sentido bastaría disponer de un capital fresco de no más del 15% de la inversión total.

En el caso de financiamiento los países exportadores aplican tasas subsidiadas para la promoción de sus ventas al exterior.

4.1.8. Posibilidad de Adquirir Equipos de Cogeneración con poco uso y

Reacondicionados en el Mercado Mundial.

Existen ofertas interesantes que deben ser exploradas una por una. De hecho existen varias turbinas de segunda mano instaladas en el país y ofertas de cogeneradores con motores a gas natural usados y reacondicionados.

4.2. Barreras

Las principales barreras existentes se pueden clasificar como :

4.2.1. Aspectos Técnico-Estructurales de los Proyectos:

• Necesaria relación entre consumos eléctricos y térmicos, estos

últimos en forma de vapor, agua caliente y gases calientes en caso de no poder vender los excedentes eléctricos.



56

• Requerimientos de operación industrial a 3 turnos o de un mínimo de horas trabajadas por año para hacer rentables estos proyectos.

• Disponibilidad de energéticos limpios y de bajo costo: gas natural, biogas o residuos combustibles como la Biomasa que no tenga uso alternativo.

La posibilidad de vender a terceros los excedentes eléctricos permitiría diseñar plantas con un alto uso térmico y eléctrico.

4.2.2. Precios Eléctricos

Un precio eléctrico bajo o un costo de combustible elevado podrían constituirse en barreras importantes. En este sentido es muy importante la relación de precios entre la electricidad y el combustible, en particular el hecho que el precio de la electricidad industrial en Chile es del orden de sólo un 50% del precio internacional respectivo.

4.2.3. Tarifado y Respaldo Eléctrico.

Otro aspecto muy relevante es el tipo de tarifado para el pago de potencia por parte de industrias al distribuidor. El cobro de la potencia en punta y demanda máxima (fuera de punta) es de mucha importancia y castiga fuertemente cualquier requerimiento de potencia desde la red aunque éste sea de sólo una vez por año.

Cuando el cogenerador abastece con parte de su producción a un cliente industrial debe por lo tanto financiar su inversión, no sólo a nivel de venta de energía sino que con la venta de potencia, se encuentra con un alto riesgo ya que de producirse una falla en el equipo el distribuidor hará los cargos por potencia correspondientes por todo un año.

Los sistemas tarifarios a nivel industrial en otros países recargan la energía según la hora consumida, en forma similar a lo que sucede con el mercado eléctrico mayorista de generación chilena. Esto hace que el riesgo por falla sea perfectamente controlable y proporcional a la energía no entregada y por lo tanto a la duración y frecuencia de las fallas.

4.2.4. Costo Unitario de Equipos (US$/kW instalado)

Para instalaciones más pequeñas se produce el efecto negativo por las economías de escala. El valor unitario de inversión en US$/kW es más alto en particular para sistemas de pequeño tamaño y puede variar de US$ 550/kW con motores de 4 MW a US$ 800/kW para pequeñas potencias del orden de 500 kW.



57

4.2.5. Dependencia y Oposición del Distribuidor Eléctrico. Discriminación.

Existen dos tipos de irregularidades que afectan a la instalación de una planta de cogeneración y que han impedido de hecho su instalación.

a) Disminución de Precios del Distribuidor.

En varias ocasiones cuando un importante Distribuidor ha conocido el proyecto de cogeneración de una industria ha procedido de inmediato a ofrecer tarifas eléctricas más bajas de modo de abortar el proyecto.

Esto ha llevado a que los precios y condiciones de esa industria terminen siendo mucho mejores que los de industrias similares y vecinas y en algunos casos con diferencias significativas.

Si bien bajar los precios es algo legal y positivo, no lo es cuando se alteran las condiciones de competencia. Si bien la ley antimonopolios no permite ofrecer precios distintos por el mismo producto, esto resulta difícil de comprobar porque los contratos son privados y los distribuidores eléctricos no están obligados a tener tarifas uniformes y publicadas como es el caso de otros servicios públicos. Esto debería ser exigido y controlado también a los distribuidores eléctricos.

b) Abuso de poder monopólico o semi-monopólico.

Ante la oposición del distribuidor los industriales que han desarrollado proyectos factibles de cogeneración temen que luego de instalada la cogeneración y al vencer el contrato de abastecimiento con el distribuidor, éste último pueda subir sus precios como respuesta a su menor venta.

Debido a que los clientes libres sobre 2.000 kW de potencia instalada no pueden acceder a los tarifados vigentes, no han existido ni existe ninguna protección práctica para ellos. Este aspecto debiera corregirse para que constituya una opción para todas las industrias el acceder a tarifados oficiales.

4.2.6. Dificultad de Vender a la Red o a otras Industrias a través de la Red

de Distribución.

En este momento los cogeneradores tienen dificultades para obtener los permisos para instalar conexiones eléctricas con otra u otras industrias aunque sean cercanas, por no ser empresas con concesión eléctrica.



58

4.2.7. Poca Disponibilidad y Disposición de la Industria a Invertir.

Las industrias consideran a la energía como un proceso diferente a su línea de negocios principal (sus productos, marketing, etc.), lo que se suma a la tendencia a la externalización de servicios como los sistemas de vapor, eléctricos, mantención, etc.

Tampoco existe tradición ni cultura para invertir en los estudios de factibilidad necesarios en estos casos. Sería necesario contar con apoyo externo para que los industriales o terceros se interesen en desarrollar los estudios técnicos y de factibilidad requeridos.

Por otra parte en muchos casos los terceros que pueden desarrollar proyectos de cogeneración pueden no tener el respaldo financiero suficiente para optar a los créditos que se requieren. Por este motivo resultaría también importante contar con garantías estatales para los créditos requeridos.

4.2.8. Costos por Compensación de Emisiones.

En el caso de plantas cogeneradoras de menos de 3 MW de capacidad y para las cuales no existe la exigencia de presentación de Estudios de Impacto Ambiental, existe la posibilidad de acuerdo a como se interprete la legislación vigente y la que se dicte en el futuro, de verse afectas a la compra de cupos de MP y NOx y eventualmente otros gases. De acuerdo a los aumentos de las exigencias al respecto es posible que los costos de compra de los cupos sean muy altos afectando el monto de la inversión en cifras del orden del 10 al 20%. Deberá estudiarse, debido al ahorro de emisiones en la generación eléctrica a gran escala, el ahorro energético y de gases de invernadero que se promulgue un reglamento especial para estos efectos y que disminuya el costo de la sobre inversión que se puede producir a futuro.



59

5. METODOLOGIA PARA ESTIMACION DE POTENCIALES DE COGENERACION Y CALCULO DEL POTENCIAL NACIONAL.

5.1. Análisis de la Experiencia Nacional e Internacional

• De acuerdo a consultas específicas realizadas a expertos que han

participado en estudios de este tipo en Europa, no existe un método específico para determinar Potenciales de Cogeneración (Ref. 1)

• La Directiva 2004/8/EC del parlamento Europeo (Ref. 2) solicita a los

estados miembros realizar estudios del Potencial de Cogeneración, para lo cual entrega algunas indicaciones muy básicas como :

a) Incluir en el análisis los diversos combustibles disponibles o

energías renovables que puedan utilizarse en el próximo futuro. b) Considerar las diversas alternativas tecnológicas de cogeneración. c) Determinar separadamente la producción de calor y electricidad o

energía mecánica. d) Calcular adicionalmente el potencial de modernización de las

instalaciones actuales de cogeneración buscando cogeneración de alta eficiencia y la disminución de gases de invernadero.

• Metodologías Utilizadas en Estudios para la determinación de potenciales

de cogeneración.

Diversos estudios (Ref. 3, 4, 5 y 6) tienen en común los siguientes aspectos claves en su metodología:

a) Selección de industrias o empresas que se estudiarán :

En general se realiza un muestreo por cada rubro industrial o de cada tipo de equipo para proyectarlo al total de cada rubro. Sin embargo, los autores son conscientes de la limitación e imprecisión derivada de su extrapolación posterior (Ref. 3 y 4)

Ref.1. mail de Aldo Buscaglione Ref.2. Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council Econerg. Roma,

2004. Comunicación privada. Ref.3. Combined Heat and Power and the European Pulp and Paper Industry. Executive

Summary. Confederation of European paper Industry. 2001 Ref.4. Co-generación in indian industries.



60

Ref.5. Cogeneración en Chile: Potencialidad y Desafíos. Luis Vargas D., Frnando La Fuente V. Depto Ingeniería Eléctrica U. Ch. 2000.

En otros casos (Ref. 4 y 5) se han tomado datos de todas las industrias dentro de un rubro o zona geográfica determinada o de ciertos equipos claves como calderas, para proceder al cálculo del potencial de cogeneración.

b) Realización de encuestas y/o búsqueda de datos de equipos y cargas

térmicas y/o eléctricas utilizadas.

c) Estimación a base de relaciones calor/energía eléctrica los potenciales de cogeneración. En algunos casos, considerando que existe posibilidad de vender energía a la red se toma como base de cálculo el calor requerido, con lo cual se determina la potencia eléctrica de cada empresa y del rubro industrial o zona encuestada.

d) En el caso de que la información no cubra todo el universo

industrial considerado, el resultado se extrapola utilizando cifras globales de producción o de consumos de combustible o energía sectoriales o globales.

5.2. Metodología Aplicada.

5.2.1. Recolección de Información.

El estudio se ha centrado en aquellas regiones que poseen suministro de gas natural o biomasa de procedencia forestal, utilizando las bases de datos SESMA disponibles para la industria en general (RM, V y VIII). Además se encuestó una muestra representativa de empresas de aquellas regiones que no se dispuso de datos de SESMA y que disponen de gas natural. En estas encuestas se consultaron temas como: capacidad de calderas (ton/hr vapor) u hornos, producción media de vapor, consumo de combustible en hornos, horas año de operación, consumo eléctrico (kWh), potencia (kW), etc. Para estimar el potencial de cogeneración con biomasa, se ubicaron las industrias del sector maderero que consumen vapor, para lo cual se analizaron los directorios de industrias forestales1. Luego se encuestó a una muestra de dichas empresas consultando su producción de biomasa, su consumo de vapor, horas de operación, si generan o cogeneran actualmente, estudios al respecto, etc.

Ref.6. Evaluación del Potencial de Cogeneración (México). R.Nieva, J. Hernández, E.Portes, J.Alvarez.Comisión

Nacional para el Ahorro de Energía CONAE, 1995. 1 También existe biomasa proveniente actividades agrícolas, ganaderas y urbanas, que hasta ahora no ha sido cuantificada en su totalidad.



61

Por otra parte se encuestó a una muestra de grandes consumidores de energía (fundiciones de cobre, refinerías de petróleo, petroquímicas, azúcar, etc.) de esas u otras regiones, para conocer básicamente si disponen de cogeneración y los resultados de los estudios internos realizados sobre cogeneración y el eventual aprovechamiento de calor residual disponible posible de ser usado en cogeneración.

5.2.2. Criterios Generales.

De acuerdo a la experiencia internacional, y a la experiencia de numerosos casos nacionales analizados por el consultor, una planta de cogeneración se justifica económicamente sólo para sistemas intensivos en el consumo de energía térmica, cercanos a la planta de cogeneración, que tengan un alto factor de carga y que tengan acceso a combustibles económicos (gas natural, biogas o biomasa). Lo anterior porque la cogeneración debe ser competitiva frente a la producción por separado de energía eléctrica y energía térmica.

Como el precio de la electricidad está definido por una matriz de generación eléctrica donde predominan las Centrales Hidroeléctricas y las de Ciclo Combinado a gas natural, la mayor eficiencia energética de la cogeneración no compensa el uso de combustibles más caros (fuel oil, diesel, gas licuado) salvo en lugares aislados, sin acceso a la red eléctrica. Además, la cogeneración debe poseer un alto factor de utilización temporal (horas/año) para ser rentable y competitiva frente a centrales que poseen grandes economías de escala.

Un tipo de instalaciones potenciales de cogeneración considerados en el estudio se basó en industrias e instalaciones que poseen procesos térmicos (calderas y hornos) que cumplen los anteriores requisitos, para lo cual, mediante un análisis simplificado, se determinó un tamaño mínimo de la instalación y un mínimo de horas de operación anual, necesarias para financiar la inversión en equipos. En este caso se ha supuesto la utilización de sistemas de cogeneración superiores, es decir, motores y turbinas de gas con calderas de recuperación, ya que son las tecnologías más utilizadas para cogenerar .

Por último se considera el potencial de cogeneración utilizando desechos de biomasa en la zona centro sur del país. La cogeneración con biomasa requiere de una industria que demande vapor o agua caliente y que se produzca biomasa en la misma industria o en su cercanía. Los resultados indican un potencial de cogeneración que considera las principales limitantes técnico-económicas que normalmente afectan a estas instalaciones a nivel internacional. Su desarrollo dependerá de la



62

eliminación de las barreras a través de las medidas sugeridas en el capítulo anterior.

5.2.3. Metodología de Cálculo del Potencial de Cogeneración.

La metodología de cálculo del potencial de cogeneración es la misma independiente del tipo de cogeneración, la que se presenta a continuación.

a) Los potenciales de cogeneración se determinan sobre la base de los

consumos medios actuales de calor de los equipos térmicos (calderas, hornos, u otros). En el caso de cogeneración superior se considera que estos consumos serán alimentados utilizando motores o turbinas a gas. En el caso de cogeneración inferior, se considera instalar turbinas de vapor, cuyo potencial de cogeneración se calcula a partir del calor residual disponible en el proceso. En ambos casos se supone que se genera el máximo de electricidad, pudiéndose inyectar los excedentes eléctricos al sistema.

b) El consumo de calor reemplazable de cada equipo térmico o el

calor residual disponible se determina a partir del caudal de gases de combustión de cada fuente registrado en la base de datos del SESMA 2002 para la Región Metropolitana. Para las regiones V y VIII se basa en los consumos de combustibles de la base de los Servicios de Salud respectivos, y para otras regiones, en los datos de encuestas.

La metodología de cálculo del calor reemplazable y la del calor disponible por/para cogeneración, tiene variaciones según el equipo térmico: calderas de vapor, calderas de agua caliente, hornos de baja y alta temperatura y se explican en el punto 5.2.4.

c) Se agrupan los equipos por planta o por dirección única

(establecimiento)2 y se suman los calores reemplazables o disponibles, según corresponda.

d) Para realizar el cálculo del potencial, se consideraron las siguientes

distribuciones porcentuales por tipo de energía, para motores de combustión interna, turbinas a gas y turbinas a vapor, respecto de su consumo de energía primaria o de calor residual (rendimientos):

2 Un establecimiento típico es una planta industrial que cuenta con uno o más equipos térmicos.



63

Cuadro N° 5.1: Distribución Porcentual por Tipo de Energía en Sistemas de Cogeneración

Tipo de Energía Motor de Comb. Interna

Turbina de Gas

Turbina de Vapor a Contrapresión

Turbina de Vapor Condensante

Energía Eléctrica 35% 30% 10% (b) 8,7% (c) 17% (c) Energía Gases 33% 65% - - - Energía agua de enfriamiento 22% (a) - - - -

Vapor útil a 8 bar - - 61,2% (b) 53,0% (c) - (a) Esta energía corresponde al calor disponible en el sistema de enfriamiento de alta temperatura del motor. (b) Considera caldera dedicada operando con biomasa o carbón (c) Considera caldera de recuperación de calor residual

e) Con estos rendimientos, más la eficiencia de recuperación de la energía térmica en motores y turbinas a gas, se calculan las siguientes razones electricidad/calor (E/Q, con Q = calor útil), en sus distintas aplicaciones según el equipo térmico original de la industria.

Cuadro N° 5.2 : Razón Electricidad Calor (E/Q)

Equipo Equipo Tipo de Calor Util E/Q

Térmico Industrial Cogeneración Equipo Cogeneración kW / Mcal/h útil Hornos BT* Motor de combustión interna Gases directos 1,90 Caldera Vapor Motor de combustión interna Vapor y agua caliente 1,25 Caldera Agua Caliente Motor de combustión interna Agua caliente 0,94 Calderas - Hornos BT Turbina de gas Vapor - Gases directos 0,83 Calderas Biomasa Turbina de vapor a contra presión Vapor 0,19

* BT = Baja Temperatura Notas referidas al cálculo de E/Q:

a) En el caso de usar directamente los gases de combustión de los motores y turbinas (caso hornos de baja temperatura), se ha estimado que solo es posible utilizar el 65% de su energía, por las temperaturas de operación del horno y las modificaciones que requeriría al implementar la cogeneración.

b) Se ha supuesto una eficiencia de las calderas recuperadoras de 65%, tanto para la producción de vapor como para la de agua caliente.

c) En los establecimientos que cuentan con calderas de vapor se supuso que es posible usar el 50% de la energía del sistema de enfriamiento de alta temperatura de los motores, para abastecer algún consumo de agua caliente que actualmente estaría siendo calentado con vapor.



64

d) En el caso que la industria sólo requiera agua caliente, se usan los gases de combustión y el 100% de la energía del sistema de enfriamiento del motor para producir esa agua caliente.

Las razones Electricidad/Calor se calcularon como sigue: • Caso sólo utilización de la energía contenida en los gases de

escape (motores y turbinas a gas).

86,0%65 Energía %Eléctrica Energía %

útil //

∗∗=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡

GaseshMcalkW

QE e

• Caso generación de vapor y agua caliente usando los gases de escape y el 50% de la energía del sistema de enfriamiento del motor (sólo motores):

( ) 86,0%50. Agua Energía %%65Gases Energía %Eléctrica Energía %

útil //

∗∗+∗=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡

EnfhMcalkW

QE e

• Caso utilización de la energía contenida en los gases de escape y el 100% de la energía del sistema de enfriamiento del motor (sólo motores).

( ) 86,0. Agua Energía %%65Gases Energía %Eléctrica Energía %

útil //

∗+∗=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡

EnfhMcalkW

QE e

• Caso Turbinas de vapor a contra presión:

0,86 Vapor Energía %Eléctrica Energía %/

∗=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡h útil/Mcal

kWQE e

f) El Potencial de Cogeneración del tipo Superior o de Cabeza de un

establecimiento (MWe) queda determinado al multiplicar su calor reemplazable con cogeneración por el respectivo factor E/Q de motor, o turbina a gas o turbina a vapor, según corresponda.

[ ] [ ] [ ] 1000////

RehMcalkWeQEhMcalQMWeCogenPotencial

emplazable⋅=



65

En el caso de Cogeneración Inferior o de Cola, el potencial de cogeneración queda determinado por :

[ ] [ ] 860/ , CogenElectricaDisponible hMcalQMWeCogenPotencial η⋅=

g) La instalación de una turbina de gas es económicamente viable para

potencias superiores 3.3 MWe, con lo cual el criterio para seleccionar la tecnología de cogeneración es el siguiente3:

• Turbina a gas si QReemplazable >4.000 Mcal/h • Motor si QReemplazable ≤ 4.000 Mcal/h

h) Los criterios para seleccionar el tipo de turbina de vapor son los

siguientes :

• Se considera el uso de turbinas de vapor a condensación en aquellas industrias que tienen hornos de alta temperatura y que no tienen calderas. Para esto se supone que se instalaría una caldera recuperadora en la chimenea del horno (ver punto 5.2.4. b2).

• El uso de turbinas de vapor a contrapresión se considera en los

casos en que el establecimiento cuenta con calderas de Biomasa o Carbón.

También se considera el uso de turbinas de vapor a contrapresión en aquellas industrias que poseen hornos de alta temperatura y calderas. Estas calderas se reemplazarían mediante la instalación de una caldera recuperadora en la chimenea del horno (ver punto 5.2.4. b2).

i) La capacidad de generación eléctrica anual de un establecimiento (GWh/año) se obtiene de la multiplicación de su potencial de cogeneración por sus horas de operación anual. En el caso de que el establecimiento cuente con equipos que tienen distintas horas de operación anual, se ha utilizado en forma conservadora el valor mínimo de dichas horas.

j) El potencial de cogeneración y la capacidad de generación eléctrica

anual de cada región y de cada sector industrial se obtiene sumando los valores obtenidos para cada establecimiento de la región o del

3 En la práctica, la decisión de usar motor o turbina cuando el calor reemplazable es cercano a este valor crítico, depende de las particularidades de cada caso. Es decir, no siempre se usan turbinas para QReemplazable > 4000 Mcal/h, pero para estimar un potencial de cogeneración se requiere especificar una tecnología.



66

sector industrial respectivo. Los sectores industriales considerados se muestran posteriormente en el Cuadro N° 5.7..

k) El consumo de combustible de la cogeneración se calcula de la

siguiente forma :

[ ] [ ]Cogen Equipo Eléctrica Energía %

0,86GWh/añoCogen PotencialTcal/año eCombustibl Consumo ∗=

l) No se incluye en el cálculo del potencial de cogeneración los equipos que no tienen posibilidades técnicas ni económicas de ser reemplazados por cogeneración. Estas son :

• Calderas de fluido térmico • Hornos panificadores • Hornos Morgan • Instalaciones no térmicas incluidas en las bases de datos que

emiten material particulado, como molinos, granalladoras, cabinas de pintura, sistemas extractores, etc.

Tampoco se incluye en el cálculo del potencial de cogeneración los equipos térmicos que operan como respaldo, o sea que presentan consumos casi nulos.

• Se ha supuesto que en los establecimientos que disponen de gas

natural, son equipos de respaldo aquellos que operan con un combustible distinto al gas natural cuando existe otro similar con gas natural.

• Aprox. el 50% de los equipos existentes en aquellos establecimientos que usan combustibles distintos al gas natural, o un único combustible.

5.2.4. Determinación del Calor Reemplazable con Cogeneración Superior y del Calor Disponible para Cogeneración Inferior:

El calor reemplazable con cogeneración corresponde al calor útil medio generado por el equipo (caldera u horno de baja temperatura), el cual se obtiene multiplicando la capacidad de calor útil del equipo por un factor de carga FC. Dicho factor corresponde a la fracción de uso promedio de la capacidad de un equipo. Este aparente desaprovechamiento de la capacidad se produce porque este equipo debe ser capaz de abastecer las puntas de demanda y usualmente las partidas en frío requieren una mayor potencia térmica que la operación en régimen y por otra parte, normalmente se instalan equipos que puedan soportar el crecimiento futuro de la industria.



67

a) Caso Calderas (vapor y agua caliente):

Para calcular el potencial de cogeneración de la Región Metropolitana se optó por usar el caudal de gases de combustión reportado por SESMA porque es el dato más confiable, dado que su valor es medido, mientras que el consumo de combustible o la producción de vapor registrada en dicha base de datos, son normalmente valores estimados por algún método particular en cada caso.

El dato base utilizado para el cálculo es el caudal de gases de combustión w (expresado en m3N/h, corregido por exceso de aire, base seca). Este caudal registrado en las bases de datos de SESMA es medido con los equipos operando a carga máxima.

La metodología de cálculo del calor reemplazable es la siguiente:

• El caudal de gases de combustión es función del consumo de

combustible para un exceso de aire determinado4. Esto permite calcular el siguiente factor para cada combustible:

[ ]McalNmC /3Γ = caudal de gases por unidad energética de combustible

(base poder calorífico inferior)

• El consumo de combustible máximo de las calderas se calcula dividiendo el caudal de gases de combustión w por ΓC:

[ ] [ ][ ]UtilMcalNm

NmwhMcalQC

MaxComb 3

3

/Γ

=

• El consumo de energía combustible reemplazable de las calderas se

calcula multiplicando el consumo de combustible máximo por el factor de carga FC.

[ ] [ ]hMcalQFhMcalQ MaxCombCemComb //Re ⋅=

4 SESMA entrega la información de caudal de gases normalizada para un cierto exceso de aire estandarizado para cada combustible.

[ ] [ ][ ]CC

CCC kgMcalPCI

kgNmMcalNm

/

33 γ

=Γ



68

Los factores de carga considerados sobre la base de la experiencia de la consultora son :

- 50% para instalaciones industriales - 35% para establecimientos comerciales, hospitalarios y servicios.

En este último caso el factor de carga es menor debido a la fuerte variación en las demandas térmicas de estos establecimientos entre invierno-verano. • Por último, se calcula el calor útil reemplazable con cogeneración

multiplicando el consumo de energía del combustible reemplazable por la eficiencia de la caldera:

[ ] [ ]hMcalQhMcalQ emCombCalderaem // ReRe ⋅= η

Las eficiencias consideradas para las calderas (ηCaldera) son las siguientes (base PCI):

- 80 % para calderas de vapor a gas natural, diesel o petróleo - 85% para calderas de agua caliente - 75% para calderas de vapor a biomasa o carbón

En aquellos casos en los que en las bases de datos no se dispuso del caudal de gases de combustión (otras regiones fuera de R.M.), el calor útil reemplazable se calculó a partir del tipo de combustible, su consumo y poder calorífico inferior (QComb [Mcal/h]), y se asumió la eficiencia típica para el equipo respectivo. Además, se consideró como consumo base a reemplazar con cogeneración (FCB), el 90% del consumo de energía, es decir:

[ ] [ ]hMcalQhMcalQ CombCalderaem /%90/Re ⋅⋅= η

b) Caso Hornos:

La posibilidad de cogeneración en el caso de los hornos (procesos) es bastante más compleja y por lo tanto la estimación de su potencial tiene menor precisión. A diferencia de las calderas, que son equipos estandarizados, los hornos comprenden una gran variedad de equipos que utilizan gases calientes para fundir, calentar o generar reacciones químicas en procesos industriales. Esto implica que las propiedades del proceso y los gases de escape sean muy diferentes en temperatura y composición química. Para este efecto los hornos se separaron en dos tipos:



69

b.1) Hornos de Baja Temperatura: éstos operan a temperaturas inferiores a 500ºC. En ellos puede reemplazarse parte del calor generado por el combustible actual por los gases de escape de un motor o turbina a gas. En este caso la cogeneración produce electricidad y gases calientes (no vapor) a ser utilizados directamente en los procesos, siendo el más común el de secado.

El cálculo del calor útil reemplazable en hornos de baja temperatura es análogo al de las calderas, y se calcula como:

[ ] [ ]hMcalQFhMcalQ MaxCombcHornoem / /Re ⋅⋅⋅= ηα

Para estimar el calor reemplazable y el potencial de cogeneración se considera que los hornos de baja temperatura operan a un 50% de su capacidad (FC) y que en promedio es posible reemplazar el 50% de su calor útil )(α . Este último factor se fundamenta en que los perfiles de temperatura y presión, y los sistemas de circulación de gases en el interior de los hornos, no permiten reemplazar todo el calor útil del horno por gases de combustión provenientes de un motor o turbina. En los casos en que se usa como dato base el consumo de combustible, la fórmula es la siguiente:

[ ] [ ]hMcalQFhMcalQ CombCBHornoem / /Re ⋅⋅⋅= ηα Normalmente los hornos (de baja y alta temperatura) operan a capacidad constante, y por lo tanto se considera FCB = 1. Nota: En las industrias existen equipos térmicos de otros tipos, como secadores, calentadores, etc.. En estos casos el potencial de cogeneración se ha calculado en forma análoga a los hornos de baja temperatura. b.2.) Hornos de Alta Temperatura, (vidrio, cerámica, cemento, fundiciones, etc.): tienen temperaturas de operación cercanas o superiores a los 1000ºC. Sus gases de escape podrían utilizarse en una caldera recuperación que produzca vapor para ser utilizado en una turbina de vapor conectada a un generador eléctrico.

Sin embargo, muchas veces estos hornos tienen recuperadores de calor que aprovechan parte de la energía de los humos, los que finalmente salen a baja temperatura, por lo que no permiten cogenerar usando una caldera recuperadora. En otros casos los humos contienen gran cantidad de material particulado o SO2 lo que impide o encarece su utilización en calderas de recuperación. Esto puede explicar la baja utilización de turbinas de vapor (en España representan sólo el 5% de la Cogeneración).



70

En este caso, el calor generado en el horno no es reemplazable por los gases de escape de un motor o turbina a gas, debido a que se requieren temperaturas muy superiores. El potencial de cogeneración se calcula a partir de la energía disponible en los gases en la chimenea del horno, la cual se calcula como sigue, dependiendo del dato base de cálculo :

[ ] [ ] ( )HornoCMaxCombDisponible FhMcalQhMcalQ η−⋅⋅= 1// con FC = 50%, o:

[ ] [ ] ( )HornoCombDisponible hMcalQhMcalQ η−⋅= 1// • Caso turbinas de vapor a contrapresión (TVcp): en este caso el

rendimiento eléctrico del conjunto caldera recuperadora y turbina de vapor es de un 8,7%, por lo tanto:

[ ] [ ] 860%7,8/ ⋅= hMcalQMWeCogenPotencial Disponible

El vapor a la salida de la turbina de vapor reemplazaría vapor producido en las calderas actuales, por lo tanto; la energía combustible reemplazada es :

[ ] [ ]

Calderae

em

útilhMcalkW

PotencialhMcalQη∗⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡∗

=

/19,0

1000MWeCogen /Re

• Caso turbinas de vapor a condensación (TVCond): en este caso el

rendimiento eléctrico del conjunto caldera recuperadora y turbina de vapor es de un 17%, por lo tanto:

[ ] [ ] 860%17/ ⋅= hMcalQMWeCogenPotencial Disponible En este caso no se reemplaza energía combustible en la industria y sólo se produce electricidad. En ambos casos (TVcp y TVCond) no hay consumo de combustible en la cogeneración, ya que se está usando el calor residual de los hornos de alta temperatura.



71

En los cuadros siguientes se resumen las eficiencias consideradas para los equipos térmicos y los factores utilizados en ellos para el cálculo del potencial de cogeneración.

Cuadro N° 5.3: Eficiencias Equipos Térmicos

Equipo �Equipo Térmico * Térmico %

Calderas Vapor (gas natural y petróleos) 80% Calderas a Biomasa o Carbón 75% Calderas de Agua Caliente 85% Hornos BT y AT 70% * Eficiencias en Bases a PCI

Cuadro N° 5.4: Factores de Cálculo en Equipos Térmicos

Equipo Factores Definición del Factor Térmico De Cálculo de Cálculo

Caldera industriales (vapor y agua caliente) FC = 50% % de carga del equipo térmico respecto de su

capacidad máxima

FCB = 90% Factor de consumo base de combustible respecto de su consumo real (% por debajo de las fluctuaciones de carga del equipo térmico)

Caldera de servicio comercial o hospitalario (vapor y agua caliente)

FC = 35% % de carga del equipo térmico respecto de su capacidad máxima

FCB = 90% Factor de consumo base de combustible respecto de su consumo real (% por debajo de las fluctuaciones de carga del equipo térmico)

Hornos BT � = 50% % de calor reemplazable con cogeneración superior

Hornos AT y BT FC = 50% Factor de carga del equipo térmico respecto de su capacidad máxima

FCB = 100% Factor de consumo base de combustible respecto de su consumo real (los hornos operan a carga constante)



72

5.3. Condiciones Supuestas para Considerar la Posibilidad Técnica de Instalar

una Planta Cogeneradora. Los supuestos utilizados para determinar si el calor reemplazable y la producción asociada de electricidad pueden conducir a la instalación de una planta de cogeneración y así estimar el potencial de cogeneración y su impacto a nivel nacional, son los siguientes de acuerdo a la experiencia de los consultores: a) Utilización igual o superior a 4.500 horas/año. Esto equivale a una planta

que opere 2 turnos de 45 horas por semana durante 50 semanas al año. Una operación menor no permite amortizar el equipo.

b) Se consideran equipos con un tamaño mínimo de 200 kW, dado que

tamaños menores no son económicos, por deseconomías de escala.

c) En aquellas calderas que usan o pueden usar biomasa o carbón como combustible, se consideran plantas de cogeneración con turbina a vapor.

No obstante, estos criterios dependen principalmente de los precios de venta de la electricidad cogenerada, de los precios de los equipos y del combustible.

5.4. Potencial Regional y Nacional por Tipo de Equipo.

La capacidad máxima de potencia instalada en cada región se calculó sumando las capacidades potenciales de cada planta industrial. En el Cuadro N° 5.5. se señala la capacidad de generación en MW por región y por tipo de equipo: turbina de gas, motor de combustión interna y turbina de vapor. En el Cuadro N° 5.6. se muestra la misma información referida a la generación potencial de energía en GWh. Esta energía se calculó multiplicando la potencia calculada para cada establecimiento por las horas de operación de la central térmica. El detalle planta por planta se muestra en el Anexo N° A.2.



73

Cuadro N° 5.5.

Capacidad Potencial de Cogeneración por Región en MWe

Cuadro N° 5.6.

Potencial de Energía Cogenerada por Región en GWh/año

Equipo Cogeneración II RM V VIII X XII Total Motor de Combustión Interna 4 310 13 15 0 2,0 344Turbina de Gas 70 146 143 86 0 0 445Turbina Vapor Condensante 2 17 0 2 0 0 21Turbina Vapor a Contrapresión 0 1 0 26 2,5 0 30

Total General 77 473 156 130 2,5 2,0 840

Equipo Cogeneración II RM V VIII X XII Total Motor Combustión Interna 37 2.244 82 106 0 14 2.483Turbina de Gas 474 1.131 1.080 753 0 0 3.438Turbina Vapor Condensante 20 139 0 17 0 0 176Turbina Vapor a Contrapresión 0 8 0 205 20 0 233

Total General 531 3.521 1.163 1.082 20 14 6.331



74

El mercado potencial es muy interesante aunque depende de la aplicación de las recomendaciones realizadas.

El potencial calculado se considera factible de alcanzar en alrededor de un 90% a mediano plazo, suponiendo el cumplimiento de las recomendaciones realizadas, principalmente respecto de la venta directa; al respaldo del sistema a los cogeneradores, a la venta a precios diferenciados según períodos del día y a la protección ante actitudes monopólicas del distribuidor.

5.5. Potencial de Cogeneración por Tipo de Industria.

En el Cuadro N° 5.7. se muestra la capacidad potencial de cogeneración en MW por tipo de industria y región. En el Cuadro N° 5.8. se muestra el potencial de generación de energía (GWh) por tipo de industria y región. La clasificación se basó en información de la base de datos SESMA e información del Consultor.

Cuadro N° 5.7.

Capacidad Potencial de Coegenración por Tipo de Industria en MWe

SECTOR INDUSTRIAL II RM V VIII X XII Total ALIMENTOS 0 138 19 13 0 0 169MADERA 0 0 0 21 2,5 0 24METALMECANICA 0 25 0 12 0 0 37MINERIA 70 0 33 0 0 0 103NO METALICAS 2 70 0 2 0 0 75PAPEL-CELULOSA 0 73 1 19 0 0 93PETROLEO 0 0 90 60 0 0 150QUIMICA-PLASTICOS 4 32 13 0 0 0 49TEXTIL- CUEROS 0 70 0 0 0 2,0 72OTROS 0 17 0 0 0 0 17COMERCIO-SERVICIOS 0 47 0 2 0 0 50

Total General 77 473 156 130 2,5 2,0 840



75

Cuadro N° 5.8.

Capacidad Potencial de Cogeneración por Tipo de Industria MW

El ahorro para la industria se estima entre un 5 a 10% del costo de la energía eléctrica, lo que implica un ahorro pequeño en los costos totales de cada industria. Sin embargo a nivel agregado el ahorro sería importante.

5.6. Distribución por Tamaño de Equipos. En el Cuadro N° 5.9. se muestra la distribución del potencial de generación según tipo y tamaño del equipo. En el Cuadro N° 5.10. se muestra la distribución según tamaño y sector industrial. En ambos cuadros se calculó subtotales por rangos 0 a 9 MW, 9 a 20 MW y mayores de 20 MW. Esta separación corresponde a beneficios otorgados por la ley corta eléctrica a las instalaciones de cogeneración menor a 9 MW y entre 9 y 20 MW.

SECTOR INDUSTRIAL II RM V VIII X XII Total ALIMENTOS 0 984 111 93 0 0 1.188MADERA 0 3 0 164 20 0 187METALMECANICA 0 171 0 104 0 0 276MINERIA 474 1 287 0 0 0 762NO METALICAS 20 553 0 17 0 0 591PAPEL-CELULOSA 0 587 5 164 0 0 756PETROLEO 0 0 648 526 0 0 1.174QUIMICA-PLASTICOS 37 234 112 0 0 0 383TEXTIL- CUEROS 0 476 0 0 0 14 490OTROS 0 138 0 0 0 0 138COMERCIO-SERVICIOS 0 373 0 13 0 0 385

Total general 531 3.521 1.163 1.082 20 14 6.331



76

Cuadro N° 5.9. Distribución del Potencial de Cogeneración por Tamaño y Equipo

MWe

Cuadro N° 5.10

Distribución del Potencial de Cogeneración por Tamaño y por Sector Industrial MWe

Rango de Tamaño0,2 a 9 9 a 20 Mayor que 20

Equipo de Cogeneración 0,2 a 1 1 a 2 2 a 3 3 a 5 5 a 9 9 a 15 15 a 20 20 a 30 30 a 50 50 a 75 75 a 100Motor de Combustión Interna 66 101 92 62 23 0 0 0 0,0 0,0 0,0Turbina de Gas 0 0 0 47 41 84 0 52 0 130 90Turbina Vapor Condensante 7 7 4 3 0 0 0 0 0 0 0Turbina Vapor a Contrapresión 4 1 0 8 16 0 0 0 0 0 0Total 77 109 97 120 80 84 0 52 0 130 90Total 484 84 272

Rango de Tamaño0,2 a 9 9 a 20 Mayor que 20

Sector Industrial 0,2 a 1 1 a 2 2 a 3 3 a 5 5 a 9 9 a 15 15 a 20 20 a 30 30 a 50 50 a 75 75 a 100ALIMENTOS 17 25 36 48 17 27 0 0 0 0 0MADERA 3 1 0 4 16 0 0 0 0 0 0METALMECANICA 5 11 3 0 6 12 0 0 0 0 0MINERIA 0,2 0 0 0 7 0 0 25 0 70 0NO METALICAS 8 6 12 18 11 20 0 0 0 0 0PAPEL-CELULOSA 3 9 8 28 5 14 0 26 0 0 0PETROLEO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 60 90QUIMICA-PLASTICOS 9 15 2 5 6 12 0 0 0 0 0TEXTIL- CUEROS 12 29 14 12 6 0 0 0 0 0 0OTROS 8 3 0 0 6 0 0 0 0 0 0TOTAL INDUSTRIAL 65 101 74 114 80 84 0 52 0 130 90COMERCIO-SERVICIOS 12 8 22 6 0 0 0 0 0 0 0Total 77 109 97 120 80 84 0 52 0 130 90Total 484 84 272



77

Las economías de escala perdidas al disminuir la capacidad de los sistemas se compensa debido al mayor y en ocasiones exclusivo uso de agua caliente, el ahorro en costos de edificación y operación y en otros casos al uso más eficiente directo de los humos en proceso de secado.

5.7. Ahorro Potencial de Energía a Nivel País.

En el Cuadro N° 5.11 se muestran los combustibles y la energía consumida (Tcal) por las plantas térmicas que serían reemplazadas por cogeneración. En el Cuadro N° 5.12. se muestra los consumos combustibles de las plantas de cogeneración que reemplazarían a las anteriores y las diferencias correspondientes. Se ha supuesto que las plantas de cogeneración operan solamente con gas natural (turbinas de gas y motores) o con biomasa (turbinas de vapor). En ninguno de ambos cuadros se incluye el consumo de energía para el caso de turbinas de vapor contrapresión, dado que éstas aprovecharían el calor de los gases calientes de hornos de alta temperatura, sin requerir consumo de combustibles. En el Cuadro N° 5.13. se calcula el ahorro total de energía a nivel país que podría producir la cogeneración, si se instalara el potencial total, el que alcanzaría a 3.276 Tcal/año. El ahorro de energía primaria equivale a un 15,3% respecto del que se necesitaría para producir la misma energía eléctrica y térmica por medios convencionales.



78

Cuadro N° 5.11.

Consumos de Combustibles Reemplazados por Cogeneración Tcal/año

Cuadro N° 5.12. Consumos de Combustibles de Plantas de Cogeneración

Tcal/año

Combustible Reemplazado

Motor deCombustión

Interna

Turbina de Gas

Turbina deVapor

Condensante

Turbina deVapor a

Contrapresión

TotalGeneral

Biomasa 0 0 0 1.635 1.635Carbón 11 0 0 0 11Diesel 304 190 0 0 493Gas de Alto Horno 0 157 0 0 157Gas de Ciudad 5 0 0 0 5Gas Licuado 89 0 0 0 89Gas Natural 1.726 4.857 0 0 6.583Petroleo 5 29 0 0 0 29Petroleo 6 84 185 0 0 269

Total general 2.247 5.389 0 1.635 9.271

Combustible Cogeneración

Motor deCombustión

Interna

Turbina de Gas

Turbina deVapor

Condensante

Turbina deVapor a

Contrapresión

TotalGeneral

Biomasa 0 0 0 2.110 2.110Calor Residual 0 0 0 0 0Gas Natural 6.101 9.856 0 0 15.958Total Consumo Con Cogeneración 6.101 9.856 0 2.110 18.067

Total Consumo Sin Cogeneración 2.247 5.389 0 1.635 9.271

Diferencia 3.854 4.467 0 475 8.796



79

Cuadro N° 5.13.

Ahorro Potencial de Energía Primaria con Cogeneración Tcal/año

• Se ha supuesto 45,1 de eficiencia promedio para la generación centralizada sustituida.

5.8. Impacto Potencial de la Cogeneración en la Generación Eléctrica.

En el Cuadro N° 5.14. se muestra el impacto porcentual que podría tener la cogeneración en la capacidad de generación eléctrica de cada sistema eléctrico del país, si se instalara todo el potencial calculado. En el Cuadro N° 5.15. se muestra lo mismo respecto de la energía que potencialmente se podría producir mediante cogeneración. Tanto los datos de capacidad instalada y generación eléctrica como potencial de cogeneración corresponden al año 2002.

Cuadro N° 5.14

Impacto Potencial de la Cogeneración en la Capacidad Instalada

El impacto potencial en el SIC equivale aproximadamente a dos centrales de ciclo combinado.

Item Unidad Valor

Generación Eléctrica Sustituida por Cogeneración GWh/año 6.331Menor Consumo Energía Primaria Generación * Tcal/año 12.072Menor Consumo Energía Primaria Industrial Tcal/año 9.271Total Menor Consumo Energía Primaria Tcal/año 21.343Consumo de Energía por Cogeneración Tcal/año 18.067Ahorro Neto de Energía Primaria Tcal/año 3.276

% 15,3

Sistema Eléctrico Capacidad Instalda * Cogeneración

MWe Región MWe %SING 3.634 II 77 2,1%SIC 6.737 V - RM - VIII - X 761 11,3%AISEN 26 XI 0 0,0%MAGALLANES 65 XII 2 3,1%

TOTAL 10.462 840 8,0%* Año 2002



80

Cuadro N° 5.15.

Impacto Potencial de la Cogeneración en la Generación Eléctrica Nacional

*Año 2002. El impacto a nivel generación es muy superior al de la potencia debido al mayor factor de planta supuesto para las plantas cogeneradoras respecto de las centrales eléctricas existentes.

Sistema Eléctrico Generación Eléctrica * Cogeneración

GWh/año Región GWh/año %SING 10.400 II 531 5,1%SIC 31.971 V - RM - VIII - X 5.786 18,1%AISEN 99 XI 0 0,0%MAGALLANES 177 XII 14 8,1%

TOTAL 42.647 6.331 14,8%



81

6. DEFINICIÓN TÉCNICA Y JURÍDICA DE COGENERACIÓN.

6.1. Definiciones Utilizadas Internacionalmente.

Por su importancia se han seleccionado las siguientes definiciones : a) Generación simultánea en un solo proceso, de energía térmica y energía

eléctrica o mecánica (1)(2). b) Producción combinada de calor y electricidad (3).

c) Combinación de producción de energía eléctrica con la producción de

calor útil para su posterior aprovechamiento energético no eléctrico (4). Si bien las dos primeras definiciones no incluyen aspectos como el aprovechamiento del calor generado, los reglamentos correspondientes exigen posteriormente una cierta eficiencia mínima basada en el uso efectivo del calor, para acceder a los subsidios directos.

6.2. Definición Propuesta. Combinando algunos conceptos de las definiciones anteriores se propone la siguiente definición genérica para cogeneración: • Cogeneración es la generación combinada en un solo proceso de energía

eléctrica o mecánica con la producción de calor.

El calor producido debe tener un aprovechamiento posterior no eléctrico, salvo que se trate de aprovechar calor residual de hornos industriales. La Energía Eléctrica o mecánica y el calor producidos en el proceso de cogeneración deben satisfacer demandas reales, de modo que de no existir la cogeneración éstas debieran satisfacerse desde otras fuentes del mercado energético, distintos que otros procesos de cogeneración.

Los sistemas de cogeneración pueden ser de distintos tipos tal como se indicó en el Capítulo N° 1. Sin embargo todos caben en la definición anterior y a todos debería dárseles acceso al mercado eléctrico y a la eliminación de las barreras legales que dificultan su desarrollo.

(1) Directive 2004/8/EC of The European Parliament and the Councel 11.02.04. (2) Distributed Generation Guide. Ann Chambers, Penn Well Corp. 2001. (3) Directive 2003/54/EC del Parlamento Europeo y del Consejo 26.06.03. (4) Real Decreto 2818/1998 sobre Producción de Energía Eléctrica por Instalaciones abastecidas por recursos o

fuentes de energía renovables residuos o cogeneración. Publicado en el B.O.E. del 30.12.98.



82

Sin embargo, en el caso de recibir subsidios directos debe velarse por que estos procesos produzcan un ahorro de energía primaria positiva a nivel país. Para ello deberá exigírsele una eficiencia mínima como la indicada en el capítulo correspondiente.



83

7. EFICIENCIAS ENERGÉTICAS DE UNA PLANTA DE COGENERACIÓN.

7.1. Definición de Eficiencia Energética y Cogeneración.

Los diversos flujos de energías involucradas en una planta de cogeneración se indican en la figura siguiente denominada “Cogeneración Motor – Generador – Medición de Rendimientos” : Los diversos flujos en relación con el ejemplo de la figura son : a) Consumo de gas; Gas Input = Q (26,58 MMBtu/hora inf.) b) Generación Eléctrica = GE (2990 kW = 10,2 MMBtu/hora) c) Agua de Alta Temperatura (90-95 °C); jacket Water (5,23 MMBtu/hora) d) Gases de Combustión (8,45 MMBtu/hora) e) Pérdidas por radiación y por circuitos de refrigeración de baja temperatura

que son difíciles de utilizar (2,68 MMBtu/hora)

Los flujos de energía calórica c) y d) frecuentemente deben a su vez pasar por intercambiadores de calor y por calderas de recuperación respectivamente, si se requiere calentar agua de proceso o producir vapor, equipos que tienen sus propias eficiencias (98 y 65%). Esto se muestra en la figura en el cuadro titulado “Calculo de Energía Útil y Eficiencia del Proyecto”.



84

Figura N° 7.1.



85

Adicionalmente es posible que el vapor y el agua caliente no se utilicen completamente en la industria que es atendida por la cogeneración. Esto da lugar a un factor de uso (% USE), indicados como un 30 y un 100% respectivamente en la figura. La aplicación sucesiva de la eficiencia del intercambiador y de la caldera de recuperación y de los porcentajes de uso da lugar a la energía útil, una parte como calentamiento de agua (1,54 MMBtu/hora) y otra como vapor (5,49 MMBtu/hora). la suma de ambos es la energía calórica útil total = V (7,03 MMBtu/hora). La energía útil total que se utiliza en la Generación Eléctrica (GE) (10,2 MMBtu/hora) más la Energía útil calórica total (V) (7,03 MMBtu/hora), es la Energía Útil Total = GE+V (17,03 MMBtu/hora). La Eficiencia Global del sistema basado en el poder calorífico inferior del combustible, se define como :

• Eficiencia Global = Ef Gl %)9,64(ecombustibl

Q

VGEdeConsumo

TotalUtilEnergía +==

La ventaja de esta fórmula es que no requiere de factores externos para su evaluación.

• Ef Gl = Eficiencia Eléctrica + Eficiencia Calor = VeQV

QGE ηη +=+

Se define también el concepto de Rendimiento Eléctrico Equivalente Comparativo (REEC), el que se utiliza para comparar directamente la eficiencia de la cogeneración con la de una central de generación eléctrica. Se tiene que : • Consumo térmico evitado = 8,0// VVCTE c == η • =cη eficiencia de las calderas actuales de la planta = 0,8 = Valor

medio chileno. • Consumo térmico utilizado para generar electricidad

8,0// VQVQ c −=−= η

• Pérdidas por transmisión troncal, transformación, Sub-

transformación y Distribución estimadas = P = 0,08 = 8%.



86

• REEC = Rendimiento Eléctrico Equivalente Comparativo =

)8,0/(08,1*

)/()1(

VQGE

VQPGE

c −=

−+

η

• REE = Rendimiento Eléctrico Equivalente )1( P

REEC+

=

El cálculo da REEC = 62% para el caso indicado en la figura. Cuando el porcentaje de uso de la energía proveniente del agua a alta temperatura (% USE) (jacket Water) varía del valor típico indicado, la eficiencia de la planta también varía, lo que se muestra en el cuadro al pié de la figura. Utilizando motores de alto rendimiento eléctrico como el indicado, la Eficiencia Global (Ef Gl) disminuiría hasta un 59,1% y el REEC hasta 56% cuando no existe uso para el agua de alta temperatura. Las últimas cifras indicadas pueden tomarse como un mínimo técnico de una instalación eficiente con motores. En la figura siguiente se calculan los mismos factores y las eficiencias para el caso de una turbina a gas con una caldera de recuperación con un 65% de eficiencia y un uso del 100% del vapor. En este caso la Eficiencia Global es de un 72,3% y el REEC es de 68,7%.



87

Figura N° 7.2.



88

7.2. Forma de Medir la Eficiencia de la Cogeneración.

La forma de verificar la eficiencia energética de una instalación de cogeneración es medir independientemente durante un cierto período y en forma simultánea, los siguientes parámetros: a) Consumo de Combustible = Q (MMBtu inf) b) Generación Eléctrica = GE (MMBtu) c) Entrega de energía útil del agua de alta temperatura = CA (MMBtu) d) Entrega de energía útil como vapor = CV (MMBtu)

Se calcula CA + CV = V A partir de los valores de GE, V y Q más la información sobre eficiencia de las calderas que reemplaza )( cη y el valor de pérdidas en transmisión y transformación eléctrica (P) se puede calcular la Eficiencia Global (Ef Gl) y el Rendimiento Equivalente Comparativo REEC utilizando las fórmulas indicadas anteriormente. Al comienzo de un proyecto se puede considerar la eficiencia prevista del proyecto, pero sería tal vez recomendable determinar por el plazo de un año cual fue la eficiencia global real, la que puede presentar cierto grado de estacionalidad.

7.3. El Ahorro de Energía Primaria-Eficiencia Mínima.

7.3.1. Cálculo del Ahorro en Energía Primaria.

El ahorro de Energía Primaria debe realizarse comparando dos situaciones: a) Situación actual sin Cogeneración.

Se considera que la energía eléctrica se abastece con una eficiencia interna media igual a ceη . Este valor, determinado en el punto 7.4 siguiente, es de un 45%. Incluyendo las pérdidas por transmisión hasta el punto de consumo (P) la eficiencia equivalente ceη llega a ser ceeη El calor se genera en calderas, localmente en la industria con una eficiencia cη . El valor típico de este parámetro para calderas con gas natural es de 0,8 (80%).



89

b) Situación Futura con Cogeneración.

En este caso la planta de cogeneración produce cierta cantidad de calor V y de energía eléctrica GE con eficiencias eléctricas )( eη y eficiencia de calor vη Las cantidades de electricidad y calor son las mismas que alternativamente se producen en la situación actual sin cogeneración. El cálculo se muestra en la figura siguiente titulada “Consumos de Energía Primaria con Cogeneración y Método Tradicional con Centrales Eléctricas” : El ahorro de energía primaria resultante es del 30% del consumo energético de la cogeneración o del 23% (0,8/1.3) de la energía anteriormente utilizada.



90

Cuadro N° 7.1.

CONSUMOS DE ENERGÍA PRIMARIA CON COGENERACIÓN Y MÉTODO TRADICIONAL CON CENTRALES ELECTRICAS

CON COGENERACIÓNEficiencias Energía Útil

CALOR = Ef = nv = 0,25 0,25ENERGÍA PRIMARIA = C COGENERACIÓN

C = 1,00 ELECTRICIDAD = Ef= ne 0,40 0,40Eficiencia Global de la Cogeneración = 0,65

SIN COGENERACIÓN

ENERGÍA PRIMARIA =C*(ne/(nce*(1-p)) CENTRAL ELECTRICA ELECTRICIDAD = Ef = nce = 0,450,97 PÉRDIDAS TRASMISIÓN = 0,08

EFICIENCIA GLOBAL =nce*(1-P) =ncee 0,41 0,4

ENERGÍA PRIMARIA =C*(nv/nc) CALDERA CALOR = Ef = nc 0,8 0,250,31 0,65

CONSUMO TOTAL ENERGÍA PRIMARIA 1,28



91

Del cuadro anterior se puede verificar que la cantidad de energía primaria reemplazada resulta ser :

EPR = Energía Primaria Reemplazada = ( )eececvC ηηηη // + EPPC= Consumo de Energía Primaria Planta de Cogeneración = C. Ahorro de Energía Primaria = AEP = ( )1// −+ ceeecvC ηηηη AEP = ( ) ( )( )ceeecvceecvC ηηηηηηηη ///11// +−∗+

Porcentaje de Energía Primaria Reemplazada en relación a la energía previamente consumida = AEP/EPR = PEPR = PEPR = ( )[ ] %100///11 ∗+− ceeecv ηηηη Esta fórmula es la indicada también en el Anexo III de la Directive 2004/8/EC of the European Parliament and the Council del 11.03.04.

7.4. Estimación de Eficiencia de Generación de Energía Eléctrica Desplazada por Centrales de Cogeneración. Este método de cálculo tiene por objeto comparar la eficiencia del sistema eléctrico chileno con la cogeneración. Con este fin el Area Eléctrica de la CNE efectuó dos corridas del modelo OSE 2000 para el SIC, uno incluyendo 200 MW de capacidad de cogeneración y otra sin cogeneración. La simulación se efectuó para el período comprendido entre Julio del año 2004 y Diciembre del año 2013. El modelo entrega la cantidad de energía eléctrica que generaría cada central en ambos escenarios en el período en GWh. Restando los resultados de ambos escenarios se obtuvo la cantidad de energía que se produciría mediante cogeneración, y las cantidades de energía reemplazadas en otros tipos de centrales. El detalle se muestra en el Anexo N° A.3. A continuación, se agruparon las centrales según los principales tipos: embalse, pasada, ciclo combinado, térmica, carbón, etc. Luego se aplicó a cada tipo de central su eficiencia térmica promedio. La eficiencia de generación global de la energía desplazada se calculó como :

∑∑=

i

i

GE x η

η iED

GE

En que : =EDη Eficiencia media global de la energía desplazada



92

GEi = Generación total desplazada en centrales tipo i

iη = Eficiencia de centrales tipo i ∑ iGE = Energía total desplazada En el Cuadro N° 7.2. se muestra por tipo de central, la generación total de energía con y sin cogeneración, la energía desplazada, la eficiencia por tipo de central y la eficiencia global de la energía desplazada.

Cuadro N° 7.2

Energía Reemplazada por Cogeneración de 200 MW y Eficiencia Promedio de Centrales Desplazadas

Generación 2004 - 2013

Tipo de Central Sin Proyecto GWh (a)

Con Proyecto GWh (a)

Energía Sustituida

2004 – 2013 GWh

Porcentaje Sustitució

n %

Eficiencia

Promedio%

Embalse 167.129 167.125 4 0% 100% Pasada 80.900 80.849 51 0,3% 100% Ciclo Combinado 149.433 141.531 7.902 51,8% 50,0% Térmica Carbón Petcoke 55.327 49.992 5.335 35% 38,0% Térmica Licor Negro 2.637 2.484 153 1,0% 24,0% Térmica Biomasa 4.981 4.706 275 1,8% 100% (b)Turbina Gas GN 12.821 11.674 1.147 7,5% 35,0% Turbina Gas Diesel 1.039 656 383 2,5% 35,0% Geotérmica 7.234 7.234 0 0 0 Total 481.501 466.251 15.250 100% 45,1% (a) Fuente Modelo OSE 2000 (b) Se consideró eficiencia 100% dado que el SIC considera que tienen costo de combustible 0

Del cuadro se observa que la eficiencia promedio de las centrales desplazadas es de un 45% y que prácticamente no se desplaza energía hidráulica, siendo los principales ahorros en energía producida por centrales de ciclo combinado (52%), térmicas a carbón (35%) y turbinas de gas (10%).



93

7.5. Eficiencia Global Mínima.

Suponiendo que la planta de cogeneración reemplaza una combinación de centrales con un 45% de eficiencia, se produce un ahorro de energía primaria de un 22% (Ver Cuadro N° 7.1.) Se puede verificar que para una Eficiencia Global de 51% (Eficiencia de producción de Calor de 0,21 ( )vη y una Eficiencia Eléctrica de un 30% ( )eη la energía primaria es igual en ambos casos, o sea que el Consumo Total de Energía Primaria es 1,00. Por lo tanto si existiere en el futuro algún tipo de subsidio como la liberación de los costos de Peaje Troncal establecida en la Ley Corta, y si la eficiencia media de las centrales reemplazadas se mantuviera igual a la cifra de 45% considerada, la Eficiencia Global mínima a exigir para un proyecto de cogeneración sería de un 51%, o lo que es equivalente a un REEC de un 45%. Por otra parte, tal como se indicó anteriormente esta cifra es alcanzable utilizando motores o turbinas a gas, con Eficiencias Globales del 59%, la que es equivalente a un REEC = 56%. Debe considerarse separadamente el caso en el cual la cogeneradora utiliza energía térmica alternativamente perdida en el proceso industrial. En este caso, si la planta no consume energía primaria o la consume sólo parcialmente, las eficiencias deberán medirse considerando sólo la energía primaria utilizada, con lo cual sus rendimientos pueden ser muy superiores. Por lo demás, el método de cálculo y de medición y las fórmulas se utilizan de la misma forma. La reglamentación Española(1) exige diferentes valores de REE dependiendo de la energía primaria y equipos que utiliza el cogenerador, desde el valor de 0,49 para combustibles sólidos, 0,55 para motores térmicos a Gas Natural y 0,59 para turbinas a Gas Natural. Este criterio le exige a cada tipo de instalación un nivel de eficiencia que depende de la tecnología utilizada sin considerar exclusivamente los ahorros de energía primaria, que es el factor relevante.

(1) Real Decreto 28/8/1998 publicado el 30.12.98.



94

8. ACREEDITACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE UNA EXIGENCIA MINIMA DE EFICIENCIA.

Este procedimiento se establecería como un requisito para aquellas Plantas de Cogeneración que pretendan obtener el beneficio de la excepción del pago de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de cogeneración hagan de los sistemas de transmisión troncal, tal como lo establece el artículo 71.7 del Decreto con Fuerza de Ley N° 1 de 1982 del Ministerio de Minería, Ley General de Servicios Eléctricos, u otro tipo de subsidio que pudiera establecerse en el futuro.

8.1. Cálculo de la Eficiencia Energética.

La forma de determinarla se explica en detalle en el Capítulo 7 y en resumen son las siguientes : • Energía total vendida y/o producida = GE +V

V = CV+CA+CF+CO

La definición de cada término es: Entrega de Energía Eléctrica = GE (en kWh/año y MMBtu/año) Entrega de calor total = V (en MMBtu/año y en kWh/año) Entrega de calor en forma de vapor = CV (en MMBtu/año y en kWh/año) Entrega de calor como agua caliente = CA (en MMBtu/año y en kWh/año) Entrega de calor como gases calientes = CF (en MMBtu/año y en kWh/año) Entrega de calor en otras formas = CO (en MMBtu/año y en kWh/año) Consumo de Energía Primaria = Q (MMBtu inf./año y en kWh) • Eficiencia Global = Ef G λ = (GE + V) / Q En todo caso las energías entregadas deberán estar en su forma de uso final y reemplazando energías primarias de la industria o institución. Por ejemplo, no se considera a los gases calientes como energía en su forma si es que éstos son utilizados posteriormente para producir vapor. En este caso debe considerarse la entrega de calor en forma de vapor. Se recomienda utilizar el cálculo de la Eficiencia Global (Ef G λ), en comparación con la del Rendimiento Eléctrico Equivalente Comparativo (REEC), debido a que en esta última fórmula influyen factores ajenos a la planta de cogeneración propiamente tal como es el rendimiento de las calderas que son sustituidas y las pérdidas en el sistema eléctrico externo, las que pueden variar ligeramente caso a caso, los que además son más difíciles de certificar y sobre las cuales el cogenerador no puede actuar.



95

Por otra parte el REEC es directamente comparable con la eficiencia del sistema

),//()1( cVQPGEREEC η−+= donde: P = pérdidas por transmisión troncal, transformación, sub-transformación, y

distribución estimadas en P = es 0,8 = 8%

cη = Eficiencia de las calderas de la planta estimada en 8,0=cη

8.2. Acreditación de la Eficiencia de Plantas de Cogeneración.

8.2.1. Método para la Acreditación de la Eficiencia. Para acreditar la eficiencia de toda planta de cogeneración, se deberán medir en períodos mensuales y anuales los valores ya definidos de GE, V y Q. Para ello se recomienda lo siguiente: a) Definir los límites de la Planta de Cogeneración propiamente tal (Battery

Limits), y por lo tanto, definir los puntos de medición de las energías útiles que entrega la Planta de Cogeneración y de la energía que consume.

b) Instalar equipos de medición de energía con medición instantánea

(potencia) y acumulada (totalizador de energía). Los instrumentos deben medir al menos variables como las siguientes:

• Electricidad : potencia (kW) y energía total (kWh) • Vapor: caudal (kg/h), presión (barg), temperatura (°C). A partir de

estas variables se debe calcular la potencia ( kW) y energía total ( kWh).

• Agua Caliente: caudal (m3/h, kg/h), temperatura entregada (°C),

temperatura de retorno (°C); a partir de estas variables se debe calcular la potencia (kW) y la energía total ( kWh).

Otros tipos de energía entregada como aire caliente a proceso. En este caso se debe medir el flujo y volumen acumulado y temperatura para calcular la entrega total de calor. Preferentemente se deberá instalar un instrumento que calcule la energía entregada y acumulada en el tiempo. • Consumo de Energía: los combustibles líquidos y sólidos requieren

medición de volumen o masa consumida . Los combustibles gaseosos requieren medir el volumen consumido, la presión y temperatura en el punto de suministro (para corrección de volumen real consumido a volumen estándar) El poder calorífico de los combustibles, lo debe



96

entregar el distribuidor de los mismos, mensualmente. En este caso se deberá utilizar preferentemente las cifras de consumo del Distribuidor de Gas, acreditadas con la factura.

c) Cálculo de la eficiencia global y estimación del REEC con una

periodicidad mensual como mínimo. d) Las mediciones deberán contar con la certificación de un profesional

independiente de la empresa en cuanto a la calidad de los instrumentos, a la forma de registrar y conservar los datos y la medición acumulada mensual.

Aquellas plantas de cogeneración que estén inmersas en un proceso productivo y no generen facturas por sus energías útiles entregadas (autocogenerador), deberán entregar un documento con los totales mensuales y el cálculo de la eficiencia promedio mensual. En el caso de aquellas plantas que vendan y emitan facturas por las energías útiles entregadas (cogenerador independiente), éstas podrán usar las cantidades de energía facturadas mensualmente para calcular la eficiencia promedio mensual. Todas las mediciones conducentes a determinar la eficiencia estarán sujetas a una inspección al azar por parte de la autoridad competente o quien ella designe.. 8.2.2. Acreditación de la Eficiencia de Plantas Nuevas.

Se recomienda que la acreditación de plantas de cogeneración nuevas se realice una vez que estén listas para entregar sus servicios, es decir, ya habiendo realizado la puesta en marcha y su operación haya entrado a régimen . Para ello se deberá presentar un estudio técnico elaborado por un ingeniero titulado o empresa de ingeniería, el que deberá incluir los puntos mencionados anteriormente (a, b, c, d, ), para un período mínimo de un mes de operación.

8.2.3. Acreditación de Plantas con uno o más años de Operación.

La acreditación de tales plantas sólo debe considerar el cálculo mensual y anual de la eficiencia de la planta. El cogenerador deberá presentar anualmente un documento que asegure el buen estado de los equipos de medición. La certificación anual del estado de los instrumentos la deberá realizar un profesional o empresa de ingeniería independiente del Cogenerador.



97

8.2.4. Acreditación de Plantas que Utilizan Fuentes de Energía que no

Inciden en un Mayor Consumo de Energía Primaria.

Este es el caso en el cual se aprovecha un flujo de energía, normalmente portada por gases o líquidos calientes, que de otra forma el total de ella se perdería. Por tal motivo, para acreditar la eficiencia de estas plantas de cogeneración, el consumo de esta energía no debe ser considerada en el consumo de energía entrante (Q), ya que no corresponde a un consumo adicional de energía primaria asociado a la cogeneración. La acreditación de estas plantas de cogeneración debería efectuarse a través de un estudio técnico realizado por un ingeniero independiente de la o las empresas interesadas en el proyecto.



98

9. CALCULO DE LA POTENCIA FIRME

La metodología tradicional empleada por el CDEC-SIC está enfocada a evaluar los atributos de "suficiencia", "tiempo de partida" y de "incremento de carga", los cuales se ponderan para determinar la "potencia firme preliminar" de una central generadora.

Posteriormente, la potencia preliminar debe ajustarse por el "factor único" que relaciona la demanda máxima y la potencia preliminar del sistema eléctrico al que se conecta la planta de cogeneración, determinándose así la "potencia firme provisoria". Pasado el período de punta del sistema, se determinará la potencia que presenta una probabilidad de excedencia del 95%. Si este valor es igual o superior a la Potencia Firme Preliminar, este último valor se considera como Potencia a Firme Definitiva. En opinión del consultor, los atributos "tiempo de partida" e "incremento de carga" pueden refundirse en uno solo para el caso de plantas de cogeneración que utilizan gas natural, ya que ambos miden la "rapidez" de respuesta del equipo que, al estar formado por motores o turbinas a gas, son de rápida respuesta.

En tal caso, podemos considerar que el atributo "tiempo de partida" es suficiente para evaluar también la velocidad de incremento de carga y, en cambio, podemos evaluar como propuesta adicional el atributo "operación en isla eléctrica" que nos parece relevante.

9.1. Suficiencia.

Nuestro análisis considera que, básicamente las plantas de cogeneración que se pueden agregar al sistema eléctrico nacional utilizan gas natural como energía primaria, por lo que podrá tratarse de motores a gas reciprocantes o turbinas a gas. Basado en información del fabricante de los equipos, el propietario debe informar la potencia máxima en condiciones ISO (kW) y los consumos propios de la planta (%). La potencia neta sobre la base ISO deberá corregirse para las condiciones de temperatura media anual y de altura sobre el nivel del mar existentes en el lugar de instalación, lo que nos permite conocer la potencia inicial (PINI) Luego debe determinarse la tasa de indisponibilidad mecánica de las unidades generadoras, con base en información del fabricante, datos estadísticos de unidades similares, etc., para estimar la probabilidad de pérdida de carga en horas de punta del sistema eléctrico.



99

Si la planta de cogeneración está formada por varias unidades, debe efectuarse un análisis probabilístico para estimar la tasa de indisponibilidad (%) de la potencia total de la planta. En el caso de que la planta de cogeneración no pueda operar con combustible alternativo (diesel), se debería también considerar la tasa de indisponibilidad de gas natural en horas de punta (TIG). Debido a la falta de información estadística amplia es preferible considerar inicialmente TIG=0 en el cálculo preliminar de la potencia firme y luego actualizar dicho valor con los datos reales en la etapa de reliquidación de potencia firme al final del período de punta. Podemos entonces determinar la potencia firme asociada al atributo suficiencia para plantas térmicas (Ps), por la siguiente expresión:

Ps = PISO * FCT * FCH * FCP * (1 – TIM) (1-TIG), = PINI * (1 – TIM) (1-Tig) que, para TIG = 0, es PS = PINI * (1 – TIM), donde:

PISO= potencia máxima de la planta en condiciones ISO (kW) FCT = factor de corrección de la potencia por temperatura media anual del aire en

el lugar de instalación FCH = factor de corrección por altura (m.s.n.m.) en el sitio FCP = factor que considera los consumos propios de la planta, incluyendo

pérdidas en el transformador elevador a MT. Puede estimarse entre 0,96 – 0,98

TIM = Tasa de indisponibilidad mecánica media anual de la planta (1/1). Puede estimarse entre 0,03 – 0,06

PINI = potencia inicial, que incluye correcciones por temperatura y altura en el sitio de instalación, como también por consumos propios.

TIG = tasa de indisponibilidad de gas natural en horas punta (1/1)

9.2. Tiempo de Partida.

Este atributo procura evaluar la capacidad de la planta de cogeneración de tomar carga en forma rápida para alcanzar su potencia mínima e incrementarla hasta alcanzar la potencia máxima.

PTP = PINI * FTP (kW), donde : PTP = Potencia máxima de la planta de cogeneración asociada al atributo "tiempo

de partida". FTP = Factor que mide la velocidad de toma de carga de planta desde su

condición "fría".



100

Tanto las turbinas a gas como los motores reciprocantes a gas se caracterizan por su respuesta rápida, pudiendo adoptarse que el tiempo de pérdida será inferior a 15 minutos. Proponemos adoptar como valor preliminar FTP = 1,0.

9.3. Incremento de Carga.

La metodología tradicional utilizada por el CDEC-SIC evalúa la tasa de incremento de carga (MW/min) de las centrales generadoras que integra el parque, a fin de complementar la evaluación de la rapidez de respuesta de la central frente a requisitos de "toma de carga" emanados del CDEC.

En opinión del consultor, para plantas de cogeneración que operan con gas natural este atributo (PIC) es muy cercano a 1 y en todo caso podemos asumirlo igual al de rapidez mencionado anteriormente.

En cambio, proponemos considerar también la capacidad de la planta cogeneradora de operar en isla eléctrica ("islanding").

9.4. Isla Eléctrica (Factor Propuesto Adicional).

La eventual capacidad de una planta de cogeneración de operar ocasionalmente en "isla eléctrica", es decir, desconectada del sistema eléctrico principal al que está asociada, es un atributo que debe ser valorado adecuadamente. En efecto, dicho atributo mejora la vulnerabilidad del sistema frente a fallas prolongadas, en caso de racionamiento eléctrico, etc., y permite direccionar la energía producida por la planta hacia consumidores críticos tales como hospitales, servicios de urgencia, etc.

Para calificar en este atributo, la planta debe disponer de capacidad de partida "negra" ("black start"), lo que implica contar con servicios auxiliares propios en corriente alterna y en corriente continua para control y protección.

Asimismo, la planta debe contar con un regulador de voltaje y frecuencia adecuado, que mantenga dichos parámetros dentro de los rangos aceptados por el reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos. Por último, la planta de cogeneración debe mantener un margen de reserva de potencia suficiente para asegurar la regulación de frecuencia. La potencia firme asociada con el atributo "isla eléctrica" (PIE) quedaría entonces determinado por la siguiente expresión:



101

PIE = PINI * FBS * FRV * FMR (kW), donde :

FBS = factor que mide la capacidad de la planta de tomar carga independientemente del sistema eléctrico (black start"). Su valor es 0 ó 1.

FRV = factor que mide la capacidad de la planta de regular el voltaje y la frecuencia operando en isla eléctrica. Su valor es 0 ó 1.

FMR = margen de reserva de potencia que debe considerarse para mantener la frecuencia de la isla eléctrica dentro de los rangos del DS 327. Su valor debería situarse entre 0,85 y 0,9 (1/1).

9.5. Potencia Firme Preliminar.

Utilizando la metodología actual para el cálculo de la potencia firme preliminar, en el SIC se tendría:

PPREL = 0,8 x PS + 0,1 PPT + 0,1 PIC

donde PS y PTP son los valores ya indicados anteriormente en los puntos 9.1. y 9.2. El valor de PIC que es la potencia firme evaluada según velocidad de incremento de carga, lo podemos igualar a PTP.

Proponemos que la potencia firme preliminar (PPREL) de la planta de cogeneración se obtenga ponderando sus potencias asociadas con los atributos de suficiencia, tiempo de partida e isla eléctrica, por los factores 0,7, 0,2 y 0,1 respectivamente, es decir :

PPREL = 0,7 * PS + 0,2 PTP + 0,1 PIE

9.6. Potencia Firme Provisoria (PFP)

Para una planta generadora "i", la potencia firme provisoria se obtendrá ajustando su potencia firme preliminar por un factor único definido como el cuociente entre la demanda máxima del sistema y la sumatoria de las potencias firmes preliminares de cada central, o sea :

∑

=i

iPREL

maxPRELi P

DPPFP *

Para el período de punta del año 2003, el factor único resultó ser 0,793.



102

9.7. Potencia Firme Definitiva (PFD)

La planta cogeneradora deberá llevar un registro de la potencia media horaria entregada en bornes del transformador elevador que la conecta con el sistema eléctrico asociado, para cada una de las horas de punta del período Mayo-Septiembre.

De esta forma, una vez transcurrido el período de punta del sistema se podrá verificar el valor de aquella potencia cuya probabilidad de excedencia sea 95%, que designaremos P95. Se deberá cumplir que P95 (kW) ≥ PFPi. Si esto se cumple la Potencia Firme Provisoria queda como Potencia Firme definitiva.(PFD). Esta potencia podrá modificarse en años sucesivos si el desempeño de la planta fuese deficiente (número de horas de indisponibilidad por fallas mecánicas o por fallas de suministro de combustible, en particular del gas natural en horas de punta del sistema).

Asimismo, el "factor único" de que da cuenta el párrafo 2.6 se modifica anualmente por incrementos de la demanda del sistema y por modificaciones (aumentos o retiros) del parque generador.

9.8 Cálculo de la Potencia Firme para la Planta de 4 MW.

Se utilizará como ejemplo una planta de 2 motores generadores Caterpillar de 1950 kW c/u ubicados en Santiago, es decir la Planta de Cogeneración para la cual se realizó la evaluación económica. PINI= Potencia Neta en Stgo. (500 msnm, 15°C) = 950 kW x 2 = 3.900 kW (Ver Cuadro N° 1, punto 1.3.) PS= PINI * (1-TU) = 3.900 x 0,97 = 3.783 kW La probabilidad de falla de cada motor de acuerdo al fabricante es de un 3%,por lo cual la cifra combinada de dos motores debería ser superior a 0,97. PIC = PPT = PINI = 3.900 kW PPREL = 0,8 Ps + 0,1 PIC + 0,1 PPT = 0,8 x 3.783 + 0,2 x 3.900 = 3.806,4 kW PFP = PPREL x FU = 3.806,4 x 0,793 = 3.018,47 En el estudio de factibilidad se consideró una producción promedio de sólo 3.800 kW por lo cual el porcentaje de potencia firme sería : % Potencia a firme para estudio = 3.018,47 / 3.800 = 0,794 ≈ 0,8



103

10. DESARROLLO DE SOLUCIONES A LAS BARRERAS DE TIPO REGULATORIO ACTUALMENTE EXISTENTES PARA LA COGENERACIÓN.

En el punto 4.1. del Capítulo 4 se explicitaron las oportunidades y ventajas que presenta la cogeneración. En el punto 4.2. se mostraron las barreras existentes. Estas últimas se pueden clasificar en barreras de tipo técnico o económico y en barreras regulatorias provenientes de la legislación actual o de su no aplicación efectiva. Estas últimas son las culpables de limitar el acceso del cogenerador al mercado mayorista, de los sistemas tarifarios que penalizan excesivamente al cogenerador industrial, o del carácter monopólico o semimonopólico que ha tomado un importante distribuidor nacional. A continuación se presentan las soluciones a las barreras que son consideradas de tipo artificial: 10.1. Tarifado y Respaldo Eléctrico.

Las tarifas eléctricas de distribución, en particular las de Alta Tensión presentan altas penalidades por falla de entrega de potencia para un cogenerador industrial, derivadas de la forma que se cobra la Potencia en Punta y la Potencia por Demanda Máxima. Al industrial o al Cogenerador que vende energía y potencia a una industria le es prácticamente imposible evitar estos pagos por la forma que se aplican. De hecho bastaría tener dos fallas de 15 minutos de duración al año durante los períodos de punta para tener que afrontar los costos por Potencia del año completo. También debe indicarse que en la mayoría de los casos estos cortes son culpa del sistema eléctrico externo, por microcortes, variación brusca del voltaje o variaciones de la frecuencia de la red. Alternativamente el cogenerador debería contar con un 100% de respaldo propio, lo que agrega una inversión adicional del orden de US$ 200/kW que representa aproximadamente el 25 al 35% del valor de la inversión, lo que dejaría al cogenerador fuera de competencia. Recomendación N° 1: Se sugiere que a las industrias que adquieren energía eléctrica a un cogenerador, o que son ellas mismas cogeneradoras, se les aplique un tarifado similar al utilizado en otros países con costos de energía mayores en horas de punta o en períodos del año eliminándose para ellas los cobros por potencia. Alternativamente, ambos deberían contar con respaldo del sistema, cobrándose los costos marginales instantáneos de la energía más un peaje de distribución proporcional a la energía de respaldo efectivamente utilizada desde el sistema.



104

Adicionalmente se debe permitir respaldar entre cogeneradores y/o generadores menores conectados a redes de distribución. Esta recomendación es muy importante pues la otra posibilidad del cogenerador es sólo vender al sistema interconectado, es decir utilizar el modelo de negocio N° 2 en el cual el respaldo es automático. Sin embargo en muchos casos este modelo no sería factible pues puede exigir altos costos de inversión en refuerzo de redes de distribución.

10.2. Precios Eléctricos.

Un precio eléctrico menor que el real o un costo de combustible muy elevado podrían constituirse en barreras importantes. En este sentido es muy importante la relación de precios entre la electricidad y el combustible, en particular el hecho que el precio de la electricidad industrial en Chile es del orden de sólo un 50% del precio internacional respectivo. Otro aspecto muy relevante tal como se indicó en el punto anterior, es el tipo de tarifado para el pago de potencia por parte de industrias al distribuidor. El cobro de la potencia en punta y demanda máxima (fuera de punta) es de mucha importancia y castiga fuertemente cualquier requerimiento de potencia desde la red aunque éste sea sólo ocasional.

Los sistemas tarifarios a nivel industrial en otros países recargan la energía según la hora consumida, en forma similar a lo que sucede con el mercado eléctrico mayorista de generación chilena. Esto hace que el riesgo por falla sea perfectamente controlable y proporcional a la energía no entregada y por lo tanto a la duración y frecuencia de las fallas.

Lo anterior es también producto del tipo de tarifas de alta tensión vigentes que no reconoce el mayor costo de la energía en horas de punta en vez del cargo por potencia. Recomendación N° 2 : Los precios de la energía eléctrica vendida o comprada al sistema mayorista por un cogenerador deberán reflejar los costos marginales establecidos de la energía, por ejemplo durante las horas punta respecto del resto del día. Estos valores deberían fijarse de modo de reflejar las tendencias futuras y así optimizar el aporte de la cogeneración al país. Estos precios deberían ser precios nudo de energía y potencia más o menos un cierto porcentaje para las horas de punta y fuera de punta, más un porcentaje que corresponda al ahorro en pérdidas en transformación y en las líneas y/o ahorro en inversiones correspondiente.



105

Un valor de la energía eléctrica relativamente más alto aplicado durante las horas de punta permitiría que la planta de cogeneración operara sólo dos turnos, por ejemplo, de 7 a 15 horas y de 15 a 23 horas operando rentablemente sus equipos. Esto permitiría además que fueran factibles las Plantas de Cogeneración asociadas a industrias que trabajan sólo dos turnos.

10.3.Comercialización de la Energía y Potencia Eléctrica.

Recomendación N° 3:

Con la finalidad de facilitar los aspectos administrativos y demora en los pagos de recurrir al CEDEC se recomienda que el Distribuidor eléctrico sea el que esté obligado a comprar al cogenerador. Esta es la forma más utilizada internacionalmente.

10.4. Dependencia y Oposición del Distribuidor Eléctrico.

a) Disminución arbitraria y discriminatoria de los precios para abortar proyectos de cogeneración.

Este aspecto se explicó en el punto 4.2.5. del Capítulo 4. Recomendación N° 4 : Exigir que los agentes comerciales de la energía eléctrica, que operan en sectores entregados en concesión publiquen sus listas de precios a los clientes industriales de alta tensión, en las que se detalle el tarifado a aplicarse y sus condiciones, de modo que no sea posible actuar en forma discriminatoria. También deberá definirse la forma de controlar su cumplimiento, dándose las facultades al organismo que corresponda para supervisar la operación de los contratos y la facturación de los clientes de alta tensión.

b) Posible abuso de poder monopólico.

Este aspecto se detalla en el punto 4.2.5.6. del Capítulo 4.



106

Recomendación N° 5 : En el caso de clientes libres sobre 2.000 kW éstos deberán tener también la posibilidad de acceder a los tarifados vigentes (A.T.4.3.) en caso de que los precios y/o condiciones de la distribuidora sean muy altos.

10.5. Dificultad de Vender a la Red o a Otras Industrias a través de la Red de Distribución.

Este aspecto se detalla en el punto 4.2.6. del Capítulo 4. Recomendación N° 6: Que la autoridad pueda entregar permisos para que cogeneradores puedan atender a varias industrias vecinas o clientes de una cierta zona, permitiendo la instalación de redes de distribución de tipo privado por calles y caminos de uso público, para atender a un número dado de industrias, no necesariamente vecinas. Recomendación N° 7: Definir una metodología y un organismo público que actúe supervisando y resolviendo cualquier diferencia que exista entre el distribuidor eléctrico y el cogenerador en la fijación de los cargos de acceso a red de distribución, de modo que éstos siempre correspondan a una inversión necesaria y real.

10.6. Poca Disponibilidad y Disposición de la Industria para Invertir en Cogeneración.

Este aspecto se detalla en el punto 4.2.7. del Capítulo 4. Recomendación N° 8: Apoyar financieramente los estudios de ingeniería básica y factibilidad necesarios para el desarrollo de proyectos de cogeneración. Recomendación N° 9: Desarrollar un sistema de garantías estatales para el financiamiento de los proyectos mismos.



107

10.7. Dificultades Relacionadas con el Control y Minimización de Emisiones.

a) Plantas de Cogeneración Mayores de 3 MW. Las Plantas de Cogeneración mayores de 3 MW deben presentar una Declaración o un estudio de Impacto Ambiental, que muchas veces es difícil de desarrollar y que no tiene estándares de exigencias claras.

Recomendación N° 10: Crear una tipificación de estos proyectos de modo de facilitar su desarrollo y aprobación ambiental, considerando las realidades tecnológicas actuales.

b) Plantas de Cogeneración menores de 3 MW.

En este caso la aplicación de la reglamentación vigente para la Región Metropolitana (PPDA de Enero de 2004) presenta exigencias de compensación de NOx que pueden requerir inversiones muy altas por compensación del 100% de sus emisiones, sin considerar en este caso la reducción de las emisiones de los sistemas actuales reemplazados (calderas y Plantas Termoeléctricas). Deben también aclararse otros aspectos como el eventual requerimiento de compensación del material particulado. Recomendación N° 11: Incluir en la reglamentación ambiental una consideración especial para estas plantas dada la tecnología disponible, la disminución de emisiones en otras fuentes y el ahorro energético a nivel país.

10.8. Apoyo Directo en Subsidios a la Actividad de Cogeneración.

El análisis económico de una planta de cogeneración no reconoce dos aspectos externos que si son positivos para el país. a) Ahorro de energía primaria a nivel país. b) Disminución de la inversión en redes de distribución. c) Disminución de costos medios de la energía d) Mayor seguridad energética.

La última ley eléctrica dispone de un subsidio consistente en la eliminación o disminución de los peajes de transmisión para los cogeneradores.



108

Si este subsidio se refiere al no pago de peajes por transmisión de los excedentes de los cogeneradores por el sistema troncal, éste es de difícil utilización debido a que por los tamaños pequeños de las plantas de cogeneración así como su ubicación cercana a centros de consumo eléctrico industrial, sólo en casos muy especiales éstas podrían favorecerse de esta medida. Por otra parte en las condiciones actuales, la rentabilidad de estas inversiones resulta baja y con un riesgo muy alto como para interesar a un número suficiente de inversionistas a desarrollar estos proyectos al nivel requerido. Recomendación N° 12: Estudiar y desarrollar un sistema de subsidios en función de la Eficiencia Global de la Planta de Cogeneración, de modo de promover el ahorro de energía primaria, asegurándose que éstas tengan eficiencias superiores a un cierto nivel como el indicado en el punto 7.5. del Capítulo 7. Los subsidios mismos deberían ser proporcionales a la mayor eficiencia a partir de la eficiencia mínima. La forma específica de otorgar los subsidios y su monto deberán evaluarse considerando las experiencias europeas y la realidades económicas y financieras del país, de modo de lograr contabilidades interesantes aún frente a posibles cambios en los precios eléctricos y del gas.

10.9. Efecto en el Estudio de Factibilidad de las Recomendaciones Indicadas.

En el cuadro siguiente se indica la “Variación de los TIR de los Proyectos Puros según Aplicación de Recomendaciones” para los Casos N° 1 (Vende sólo excedentes al sistema) y el Caso 2 (Vende toda la electricidad al sistema). Se calculó el efecto en el TIR de las recomendaciones más directas de evaluar.



109

Cuadro N° 10.1.

Variación de los TIR de los Proyectos Puros según Aplicación de Recomendaciones

Aplicación de Recomendación N°

Caso Aplicable Cambios TIR BASE % TIR NUEVO

% CAMBIO TIR %

R1: Respaldarse con el Sistema 1 -Eliminar Costos a inversiones en Respaldo. -Cargar 200 h de respaldo a Costo Sistema +5%.

5,4 8,5 +3,1

1-Operar 50% de las horas (3744). -Ingreso por energía Vendida al Sistema +15%. -Costo Operación = 50%

5,4 5,1 -0,1

2-Operar 50% de las horas (3744). -Ingreso por energía Vendida al Sistema +15%. -Costo Operación = 50%

9,8 11,7 +1,9

R4 y 5Seguridad del Cliente al volver al Distribuidor 1 -Disminuir en un 40% margen cliente 5,4 6,4 +1,0

1 -Aumento Costo Inversión a U$ 120.000 5,4 5,1 -0,3

2 -Aumento Costo Inversión a U$ 120.000 9,8 9,3 -0,5

1 -Compra 30 Ton NOx por U$ 150.000 5,4 4,8 -0,6

2 -Compra 30 Ton NOx por U$ 150.000 9,8 8,8 -1,0

1 -Subsidio del 5% del Costo Energía Primaria 5,4 7 +1,6

2 -Subsidio del 5% del Costo Energía Primaria 9,8 11,4 +1,6

Nota : TIR mínimo para soportar sensibilidad +- 10% = 11%

R2:Precios energía +15% de 10 AM a 11 PM (Trabajar 50% de las horas)

Subsidio por Ahorro Energía PrimariaR12

R6 y 7 Posible aumentos Costos Conexión

Compra 100% de Bonos NOxR11



110

En el cuadro se puede observar que sería necesario resolver a lo menos, las recomendaciones N°s. 1, 4 y 5 para hacer rentable el Caso 1. Debería también resolverse el Caso 2, 4 y 5 para hacer rentable el Caso 2. La conclusión es que con la aplicación de las recomendaciones se pueden obtener valores del TIR de hasta el 11% para el Caso 1 y del 13% para el Caso 2. Como todas las recomendaciones, a excepción de la recomendación N° 12, que se sustenta por si misma, son simplemente eliminar barreras reglamentarias que discriminan contra el cogenerador, así como protegerlo de comportamientos monopólicos del distribuidor eléctrico, se sugiere resolverlas todas ellas para obtener interesantes ofertas de cogeneración en el país.

Cogeneracion - Varios casos

Documents

Transcript of Cogeneracion - Varios casos