TESIS ROBERTO LESCANOrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/19382/1/7559... · 2019. 12. 11. · “estudio tÉcnico-econÓmico de la generaciÓn de energÍa elÉctrica empleando

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

Sede Santo Domingo

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA Y AUTOMATIZAC IÓN

Tesis de grado previo a la obtención del título de:

INGENIERO ELECTROMECÁNICO, MENCIÓN EN AUTOMATIZACIÓ N

INDUSTRIAL

“ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA GENERACIÓN DE ENER GÍA

ELÉCTRICA EMPLEANDO EL BIOGÁS DEL RELLENO SANITARIO DE

SANTO DOMINGO”

Estudiante:

ROBERTO FABIÁN LESCANO MARIÑO

Director de Tesis:

ING. NÉSTOR ALBÁN

Santo Domingo – Ecuador

DICIEMBRE, 2014

ii

“ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA GENERACIÓN DE ENER GÍA

ELÉCTRICA EMPLEANDO EL BIOGÁS DEL RELLENO SANITARIO DE

SANTO DOMINGO”.

Ing. Néstor Albán DIRECTOR DE TESIS ________________________________

APROBADO

Ing. Nilo Ortega PRESIDENTE DEL TRIBUNAL ________________________________

Ing. Carlos Centeno MIEMBRO DEL TRIBUNAL ________________________________

Ing. Cristian Laverde MIEMBRO DEL TRIBUNAL ________________________________

Santo Domingo,.......de…………………201...

iii

El contenido del presente trabajo, está bajo la responsabilidad del autor.

_________________________________

Roberto Fabián Lescano Mariño

C.I. 1723990410

Autor: ROBERTO FABIÁN LESCANO MARIÑO

Institución: UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL.

Título de Tesis: “ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EMPLEANDO EL BIOGÁS DEL RELLENO

SANITARIO DE SANTO DOMINGO”.

Fecha: DICIEMBRE, 2014

iv


Sede Santo Domingo

INFORME DEL DIRECTOR DE TESIS

Santo Domingo,.....de…………………201...

Ing. Nilo Ortega

COORDINADOR DE LA CARRERA DE INGENIERÍA ELECTROMECÁ NICA.

Presente.

Estimado Ingeniero

Mediante la presente tengo a bien informar que el trabajo investigativo realizado por el

señor: ROBERTO FABIÁN LESCANO MARIÑO , cuyo tema es: “ESTUDIO

TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCT RICA

EMPLEANDO EL BIOGÁS DEL RELLENO SANITARIO DE SANTO

DOMINGO” , ha sido elaborado bajo mi supervisión y revisado en todas sus partes, por lo

cual autorizo su respectiva presentación.

Particular que informo para fines pertinentes.

Atentamente.

____________________________

Ing. Néstor Albán.

DIRECTOR DE TESIS.

v

Dedicatoria

Primero ante todo dedico este trabajo a mi Dios Todopoderoso por bendecir todas las fases

de mi vida, irradiar sabiduría en mi pensamiento e iluminar mi corazón con mucho amor.

De manera muy especial a mis padres Rober Lescano y Nelly Mariño, a mis queridos

hermanos Paúl, Santiago y Alisson; motivo de inspiración y fuerzas para la culminación de

este proceso académico.

vi

Agradecimiento

Agradezco de todo corazón a Dios ser supremo, por brindarme la vida, sabiduría e

inteligencia; permitiéndome alcanzar esta etapa más importante de mi carrera y formación

profesional.

A mi hermosa familia como son mis padres Rober y Nelly, a mis queridos hermanos Paúl,

Santiago y Alisson; por todo su amor, cariño y comprensión que me transmiten en cada

momento de mi vida.

A mi tía y madrina querida Narcisa, por su amor, compañía y consejos que me han servido

para seguir adelante.

A la prestigiosa Universidad Tecnológica Equinoccial, personal administrativo y docentes

profesionales; factores fundamentales que influyeron en mi formación académica por los

conocimientos y experiencias impartidas.

Un cordial agradecimiento al Ing. Nilo Ortega, Ing. Néstor Albán, Ing. Wilson Guamán,

Ing. Gardenia Silva; quienes formaron parte de mi carrera académica y desarrollo de este

trabajo.

A la Subdirección Saneamiento y Gestión Ambiental del Gobierno Municipal de Santo

Domingo por la información ofrecida para la elaboración de este proyecto.

A la Extractora Teobroma Agrícola Alzamora Cordovez Cía. Ltda., y a la Cía. Iproca S.A.,

por el apoyo brindado y experiencias laborales adquiridas en mi formación como

profesional técnico.

vii

ÍNDICE DE CONTENIDO

TEMA PAG.

Portada .................................................................................................................................... i

Sustentación y Aprobación de los Integrantes del Tribunal .................................................. ii

Responsabilidad del Autor.................................................................................................... iii

Informe del Director de Tesis ............................................................................................... iv

Dedicatoria............................................................................................................................. v

Agradecimiento .................................................................................................................... vi

Índice ................................................................................................................................... vii

Resumen Ejecutivo ............................................................................................................ xvii

Executive Summary ............................................................................................................ xix

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

1.1. Antecedentes ......................................................................................................... 1

Antecedentes históricos ........................................................................................ 1 1.1.1.

Antecedentes científicos ....................................................................................... 2 1.1.2.

Antecedentes prácticos ......................................................................................... 2 1.1.3.

Importancia del estudio ........................................................................................ 3 1.1.4.

Situación actual del tema de investigación ........................................................... 3 1.1.5.

1.2. Alcance del trabajo ............................................................................................... 4

1.3. Objeto de estudio .................................................................................................. 5

1.4. Objetivo general de estudio .................................................................................. 5

General.................................................................................................................. 5 1.4.1.

Específicos ............................................................................................................ 5 1.4.2.

1.5. Justificación .......................................................................................................... 6

Conveniencia ........................................................................................................ 6 1.5.1.

viii

Impacto social ....................................................................................................... 6 1.5.2.

Impacto teórico ..................................................................................................... 6 1.5.3.

Impacto metodológico .......................................................................................... 6 1.5.4.

Impacto práctico ................................................................................................... 7 1.5.5.

Impacto ecológico................................................................................................. 7 1.5.6.

Viabilidad ............................................................................................................. 7 1.5.7.

1.6. Hipótesis o idea a defender del estudio ................................................................ 7

1.7. Aspectos metodológicos del estudio..................................................................... 8

Diseño de la investigación .................................................................................... 8 1.7.1.

Tipo de investigación ........................................................................................... 8 1.7.2.

Unidad de análisis ................................................................................................. 8 1.7.3.

Método de la investigación ................................................................................... 8 1.7.4.

Fuentes y técnicas para la recolección de información ........................................ 9 1.7.5.

Tratamiento y análisis de la información ............................................................. 9 1.7.6.

CAPÍTULO II

MARCO DE REFERENCIA

2.1. Los residuos sólidos urbanos .............................................................................. 10

El relleno sanitario .............................................................................................. 10 2.1.1.

2.1.1.1. Clasificación de los rellenos sanitarios ............................................................... 11

2.1.1.2. Impactos de un relleno sanitario ......................................................................... 12

2.2. Proceso de biodigestión ...................................................................................... 13

Digestión aeróbica .............................................................................................. 14 2.2.1.

Digestión anaeróbica .......................................................................................... 15 2.2.2.

2.2.2.1. Etapas de la fermentación anaeróbica ................................................................ 16

2.2.2.2. Parámetros que afectan al proceso de fermentación anaeróbica ........................ 17

2.3. Producción de biogás .......................................................................................... 18

El biogás ............................................................................................................. 18 2.3.1.

Potencial energético del biogás .......................................................................... 18 2.3.2.

Composición del biogás en función del substrato .............................................. 19 2.3.3.

ix

Materias primas para la producción de biogás ................................................... 20 2.3.4.

Fases de la biodegradación y formación del biogás en el vertedero .................. 21 2.3.5.

2.3.5.1. Fase inicial (I): .................................................................................................... 21

2.3.5.2. Fase de transición (II): ........................................................................................ 21

2.3.5.3. Fase ácida (III): ................................................................................................... 21

2.3.5.4. Fase metanogénica (IV): ..................................................................................... 21

2.3.5.5. Fase de maduración (V):..................................................................................... 22

2.4. Sistemas de desgasificación de un relleno sanitario ........................................... 22

2.5. La biomasa .......................................................................................................... 27

Fuentes de biomasa ............................................................................................. 28 2.5.1.

2.5.1.1. Plantaciones energéticas ..................................................................................... 28

2.5.1.2. Residuos forestales ............................................................................................. 28

2.5.1.3. Desechos agrícolas ............................................................................................. 28

2.5.1.4. Desechos industriales ......................................................................................... 29

2.5.1.5. Desechos urbanos ............................................................................................... 29

Ventajas de la biomasa ....................................................................................... 29 2.5.2.

Desventajas de la biomasa .................................................................................. 30 2.5.3.

2.6. Tecnologías de generación de energía eléctrica a partir de biogás..................... 31

Turbinas de gas ................................................................................................... 31 2.6.1.

Motor de combustión interna .............................................................................. 33 2.6.2.

2.6.2.1. Motores de combustión interna de encendido por chispa................................... 33

2.6.2.2. Motores de combustión interna de encendido por compresión .......................... 35

Celdas de combustible ........................................................................................ 36 2.6.3.

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA

3.1. Información de entrada ....................................................................................... 40

Descripción del relleno sanitario de Santo Domingo ......................................... 40 3.1.1.

Ubicación geográfica de Santo Domingo ........................................................... 40 3.1.2.

Clima .................................................................................................................. 41 3.1.3.

x

3.1.3.1. Temperatura del aire ........................................................................................... 42

3.1.3.2. Precipitación ....................................................................................................... 42

3.1.3.3. Humedad relativa ................................................................................................ 43

3.1.3.4. Nubosidad ........................................................................................................... 43

3.1.3.5. Vientos ................................................................................................................ 44

3.1.3.6. Balance hídrico ................................................................................................... 44

Período de diseño ............................................................................................... 45 3.1.4.

Población ............................................................................................................ 45 3.1.5.

Generación de residuos sólidos .......................................................................... 48 3.1.6.

3.2. Modelo matemático para el cálculo productivo de biogás ................................. 52

Ecuación 1 – Modelo de decaimiento de primer orden ...................................... 52 3.2.1.

Datos principales para estimar la generación y recuperación del biogás ........... 53 3.2.2.

3.3. Características de la central de generación eléctrica .......................................... 58

Capacidad de la potencia eléctrica...................................................................... 58 3.3.1.

Factor de planta .................................................................................................. 59 3.3.2.

Potencia firme ..................................................................................................... 60 3.3.3.

Producción de energía eléctrica media anual ..................................................... 60 3.3.4.

Conexión a la red de distribución de energía eléctrica ....................................... 61 3.3.5.

3.4. Planificación de la expansión de generación eléctrica ....................................... 61

3.5. Flujo de caja ....................................................................................................... 61

Costos del proyecto en estudio ........................................................................... 62 3.5.1.

3.5.1.1. Costos de inversión ............................................................................................. 62

3.5.1.2. Costos de operación y mantenimiento ................................................................ 62

Ingresos ............................................................................................................... 63 3.5.2.

3.5.2.1. Venta de energía eléctrica................................................................................... 63

3.5.2.2. Venta de bonos de carbono ................................................................................. 64

3.5.2.2.1. Protocolo de Kyoto ............................................................................................. 64

3.5.2.2.2. Venta de certificados de reducción de emisiones (CERs) .................................. 64

Evaluación económica ........................................................................................ 66 3.5.3.

3.5.3.1. Valor actual neto (VAN) .................................................................................... 66

3.5.3.2. Tasa interna de retorno (TIR) ............................................................................. 67

3.5.3.3. Periodo de recuperación (PAYBACK) .............................................................. 68

xi

CAPÍTULO IV

CÁLCULOS Y RESULTADOS TÉCNICOS

4.1. Modelación de biogás para el relleno sanitario de Santo Domingo ................... 71

Ingreso de datos del relleno sanitario en la hoja entrada de Microsoft Excel .... 71 4.1.1.

Resultados tabulados de la modelación de biogás en la hoja resultados-tabla de 4.1.2.

Microsoft Excel .................................................................................................. 74

Resultados en forma gráfica de la modelación de biogás en la hoja resultados-4.1.3.

gráfica de Microsoft Excel ................................................................................. 77

4.2. Cálculo de la capacidad de potencia eléctrica neta ............................................. 78

4.3. Cálculo de la energía eléctrica media anual ....................................................... 79

4.4. Expansión de generación eléctrica ..................................................................... 81

Selección e identificación de las potencias nominales comerciales a utilizarse. 81 4.4.1.

Número de combinaciones posibles ................................................................... 82 4.4.2.

Rutas y secuencia de interrelacionados de la programación dinámica ............... 84 4.4.3.

Cálculo de los costos de inversión de generación por periodo ........................... 84 4.4.4.

Cálculo de los costos de inversión acumulados de generación de cada periodo 85 4.4.5.

Ruta óptima ........................................................................................................ 85 4.4.6.

CAPÍTULO V

ESTUDIO ECONÓMICO Y FINANCIERO

5.1. Inversión fija ....................................................................................................... 88

Inversión inicial del título habilitante ................................................................. 88 5.1.1.

Inversión en equipos ........................................................................................... 89 5.1.2.

Inversión en construcción civil ........................................................................... 89 5.1.3.

Inversión en construcción eléctrica de la subestación ........................................ 90 5.1.4.

Inversión puesta en marcha e imprevistos .......................................................... 91 5.1.5.

Resumen de los costos fijos de la inversión ....................................................... 91 5.1.6.

xii

5.2. Costos operacionales .......................................................................................... 92

Mano de obra directa .......................................................................................... 92 5.2.1.

Mano de obra indirecta ....................................................................................... 93 5.2.2.

Costo de operación/mantenimiento de la central y costo mantenimiento sistema 5.2.3.

biogás .................................................................................................................. 93

5.3. Financiamiento ................................................................................................... 95

5.4. Análisis costo beneficio ...................................................................................... 98

5.5. Análisis de rentabilidad .................................................................................... 101

Flujo de efectivos ............................................................................................. 101 5.5.1.

Indicadores financieros ..................................................................................... 103 5.5.2.

5.5.2.1. VAN ................................................................................................................. 103

5.5.2.2. TIR .................................................................................................................... 104

5.5.2.3. PAYBACK ....................................................................................................... 104

5.5.2.4. TMAR ............................................................................................................... 105

5.5.2.5. Relación costo beneficio ................................................................................... 105

5.5.2.6. Índice de rentabilidad sobre la inversión .......................................................... 106

CAPÍTULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. Conclusiones ..................................................................................................... 107

6.2. Recomendaciones ............................................................................................. 108

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................... 110

ANEXOS ........................................................................................................................... 114

xiii

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico N° 1 Esquema de un relleno sanitario .............................................................. 11

Gráfico N° 2 Proceso de digestión aeróbica, compost .................................................. 15

Gráfico N° 3 Etapas de la fermentación anaeróbica ...................................................... 17

Gráfico N° 4 Potencial energético de distintos combustibles ....................................... 19

Gráfico N° 5 Fases de generación de biogás en vertedero ............................................ 22

Gráfico N° 6 Esquema de un pozo de biogás ................................................................ 23

Gráfico N° 7 Ejemplos de pozos de captación vertical ................................................. 24

Gráfico N° 8 Ejemplo de pozo colector horizontal ....................................................... 24

Gráfico N° 9 Vista de un cabezal de pozo de captación ................................................ 25

Gráfico N° 10 Colector y tuberías de captación .............................................................. 25

Gráfico N° 11 Ejemplos de tuberías principales de biogás ............................................. 26

Gráfico N° 12 Estación de captación y tratamiento de biogás ........................................ 26

Gráfico N° 13 Generación de biomasa ............................................................................ 27

Gráfico N° 14 Fuentes de biomasa de acuerdo al origen ................................................ 29

Gráfico N° 15 Modelo del funcionamiento de una planta con turbina de gas ................ 31

Gráfico N° 16 Cámara de combustión de la planta con turbina de gas ........................... 32

Gráfico N° 17 Planta con turbina de gas en ciclo cerrado ............................................... 33

Gráfico N° 18 Funcionamiento básico motor Otto .......................................................... 34

Gráfico N° 19 Diagrama P-v ciclo Otto; Diagrama T-s ciclo Otto ................................. 34

Gráfico N° 20 Modificación para motor Diésel .............................................................. 35

Gráfico N° 21 Principio de funcionamiento de una celda de hidrógeno ......................... 36

Gráfico N° 22 Etapas metodológicas .............................................................................. 39

Gráfico N° 23 Composición porcentual de residuos sólidos en Santo Domingo ............ 49

Gráfico N° 24 Cantidad gráfica de residuos recolectados que ingresarán al Complejo

Ambiental ................................................................................................ 51

Gráfico N° 25 Entrada a Microsoft Excel para la modelación de biogás de Ecuador ..... 72

Gráfico N° 26 Ingreso de datos para el cálculo y modelación de biogás ........................ 73

Gráfico N° 27 Gráfica de proyección de generación y recuperación de biogás .............. 77

Gráfico N° 28 Resultados del cálculo de potencia eléctrica neta de manera gráfica ...... 79

Gráfico N° 29 Energía eléctrica media anual generada ................................................... 81

Gráfico N° 30 Tasa de interés nominal del Banco del Pacífico ...................................... 96

xiv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla N° 1 Características generales del biogás ......................................................... 18

Tabla N° 2 Componentes del biogás en función del substrato utilizado .................... 20

Tabla N° 3 Características principales de los motores de combustión interna ........... 35

Tabla N° 4 Características principales de las celdas de combustible ......................... 37

Tabla N° 5 Coordenadas geográficas y cartográficas del Complejo Ambiental del

relleno sanitario ....................................................................................... 41

Tabla N° 6 Estación Puerto Ila – INAMHI ................................................................ 42

Tabla N° 7 Datos de precipitación .............................................................................. 43

Tabla N° 8 Balance hídrico ........................................................................................ 44

Tabla N° 9 Aspectos socioeconómicos del cantón Santo Domingo ........................... 45

Tabla N° 10 Proyección de la población ...................................................................... 46

Tabla N° 11 Proyección de la generación Per-cápita ................................................... 47

Tabla N° 12 Generación de residuos sólidos ................................................................ 48

Tabla N° 13 Composición de residuos sólidos en Santo Domingo .............................. 49

Tabla N° 14 Clasificación de residuos por su origen de generación ............................ 50

Tabla N° 15 Cantidad de residuos que ingresarán al Complejo Ambiental ................. 51

Tabla N° 16 Tabla de revisión para k y L0 ................................................................... 54

Tabla N° 17 Valores determinados de k y L0 para el cálculo de generación de biogás

en el estudio ............................................................................................. 55

Tabla N° 18 Eficiencia de captación de biogás ............................................................ 56

Tabla N° 19 Factores de planta para diferentes tecnologías de generación eléctrica ... 59

Tabla N° 20 Costos relativos por operación y mantenimiento ..................................... 63

Tabla N° 21 Flujos de efectivo para ejemplo del proyecto C y proyecto L ................. 69

Tabla N° 22 Ejemplo de proceso de cálculo del periodo de recuperación ................... 70

Tabla N° 23 Resultados de proyecciones de generación y recuperación de biogás para

el relleno sanitario del cantón Santo Domingo ....................................... 75

Tabla N° 24 Resultados de cálculo de potencia eléctrica neta ..................................... 78

Tabla N° 25 Energía eléctrica media anual .................................................................. 80

Tabla N° 26 Potencias nominales comerciales seleccionadas para la programación

dinámica .................................................................................................. 82

Tabla N° 27 Costo por equipo según las potencias nominales comerciales escogidas 82

xv

Tabla N° 28 Combinaciones posibles de las potencias nominales comerciales

seleccionadas ........................................................................................... 83

Tabla N° 29 Resultados y ruta óptima de la programación dinámica .......................... 86

Tabla N° 30 Ruta elegida para la desconexión de generadores eléctricos ................... 87

Tabla N° 31 Inversión inicial del título habilitante ...................................................... 89

Tabla N° 32 Inversión en equipos ................................................................................ 89

Tabla N° 33 Inversión en construcción civil ................................................................ 90

Tabla N° 34 Inversión en construcción eléctrica de la subestación ............................. 90

Tabla N° 35 Inversión en construcción eléctrica de la subestación ............................. 91

Tabla N° 36 Resumen de la inversión inicial del proyecto .......................................... 91

Tabla N° 37 Costos de mano de obra directa ............................................................... 92

Tabla N° 38 Costos de mano de obra indirecta ............................................................ 93

Tabla N° 39 Costos operación/mantenimiento de la central y sistema de biogás ........ 94

Tabla N° 40 Resumen de costos operacionales del proyecto ....................................... 95

Tabla N° 41 Datos para el financiamiento del proyecto ............................................... 95

Tabla N° 42 Tabla de amortización de crédito cuota fija ............................................. 97

Tabla N° 43 Precio de la energía eléctrica y tiempo de trabajo de los equipos ........... 98

Tabla N° 44 Ingresos variables durante la permanencia del proyecto ......................... 99

Tabla N° 45 Ingresos por bonos de carbono anual ..................................................... 100

Tabla N° 46 Flujo de efectivos del proyecto .............................................................. 102

Tabla N° 47 Cálculo del PAYBACK ......................................................................... 104

Tabla N° 48 Determinación del costo promedio ponderado y la TMAR ................... 105

Tabla N° 49 Relación costo beneficio ........................................................................ 106

Tabla N° 50 Rentabilidad sobre la inversión .............................................................. 106

xvi

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO A. Gráfica de un relleno sanitario con sistema de captación de biogás y

generación eléctrica.

ANEXO B. Detalle típico del pozo de captación vertical.

ANEXO C. Detalle típico del pozo colector horizontal.

ANEXO D. Cárcamo de condensado.

ANEXO E. Potencias nominales de generadores a biogás de la marca Caterpillar.

ANEXO F. Rutas por años de la expansión de generación eléctrica mediante el

método de programación dinámica.

ANEXO G. Costos de inversión de generación por periodo de la alternativa 1.

ANEXO H. Costos de inversión de generación por periodo de la alternativa 2.

ANEXO I. Costos de inversión acumulados de la alternativa 1.

ANEXO J. Costos de inversión acumulados de la alternativa 2.

ANEXO K. Rutas alternantes para la desconexión de generadores eléctricos en la

central de generación.

ANEXO L. Ubicación del Complejo Ambiental del relleno sanitario de Santo

Domingo.

ANEXO M. Diagrama eléctrico unifilar de la central de generación eléctrica en el

relleno sanitario de Santo Domingo.

xvii

RESUMEN EJECUTIVO

En la presente tesis se dispone de un Estudio Técnico-Económico de la generación de

energía eléctrica empleando el biogás del relleno sanitario de Santo Domingo.

El capítulo I, está constituido por los antecedentes generales referidos al Estudio Técnico-

Económico de la generación de energía eléctrica, proceso de producción y empleo de

biogás en el relleno sanitario, además contiene los objetivos y la importancia de su estudio.

En el capítulo II, se establece una serie de principios y fundamentos teóricos respecto a

rellenos sanitarios, producción de biogás, sistemas de desgasificación en un relleno y

tecnologías de generación eléctrica disponible para este tipo de centrales a base de biogás.

Para el capítulo III, se detalla el proceso y las etapas metodológicas del Estudio Técnico-

Económico, es decir, se describe la información de entrada investigada sobre el relleno

sanitario de Santo Domingo, el modelo matemático para el cálculo productivo de biogás en

proyección, las características de la central de generación eléctrica y las formas de

evaluación económica del proyecto.

Dentro del capítulo IV, se efectuó los cálculos respectivos y se obtiene los resultados

técnicos acerca de la modelación de biogás para el relleno sanitario de Santo Domingo,

también la selección, el número y costo de inversión de los generadores eléctricos con su

potencia nominal, y por consiguiente la capacidad de generación de energía eléctrica.

El capítulo V engloba el estudio económico y financiero de la presente investigación, en el

cual se define y se calcula los costos de inversión en activos fijos, costos operacionales,

ingresos, financiamiento, análisis costo beneficio, rentabilidad económica e indicadores

financieros del estudio.

xviii

Con la culminación del estudio planificado como capítulo VI, se tiene las conclusiones y

recomendaciones diagnosticadas, evaluadas y definidas en el presente trabajo de

investigación.

Finalmente para sustentar y defender el Estudio Técnico-Económico de la generación de

energía eléctrica empleando el biogás del relleno sanitario de Santo Domingo, se adjunta

gráficos, tablas y planos como anexos.

xix

EXECUTIVE SUMMARY

In this thesis a technical-economic study of the generation of electric power is available

using the biogas from the landfill in Santo Domingo.

Chapter I consists of the General background related to the technical and economic study

of the generation of electricity, production process and use of biogas in the landfill, it also

contains the objectives and the importance of its study.

Chapter II sets a series of principles and theoretical foundations with respect to sanitary

landfills, biogas production, systems of degassing in a landfill and electricity generating

technologies available for this type of power stations based on biogas.

For chapter III, it is detailed the process and methodological stages of the technical-

economic study, that means, it describes the entry information researched on the landfill of

Santo Domingo, the mathematical model for calculating production of biogas in

projection, central power generation characteristics and forms of economic evaluation of

the project.

In chapter IV, the respective calculations were carried out and the technical results about

the modeling of biogas for the landfill of Santo Domingo, the selection, the number and

cost of investment of electric generators with their rated power were gotten, and therefore

the capacity of power generation.

Chapter V covers the economic and financial study of this research, which is defined and

estimated the costs of investment in fixed assets, operational costs, incomes, financing,

analysis cost benefit, economic profitability and financial indicators of the study.

Chapter VI presents the conclusions and recommendations diagnosed, evaluated and

defined in this research work.

xx

Finally, to sustain and defend the technical-economic study of electric power generation

using biogas from the landfill in Santo Domingo, charts, tables and drawings are attached

as annexes.

1

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

1.1. Antecedentes

Antecedentes históricos 1.1.1.

Con la presencia del ser humano como núcleo de una sociedad, requiere del conjunto de

necesidades para subsistir en un entorno cada vez más exigente y complejo, dichas

necesidades se manifiestan en empleo, servicios básicos, alimentación, salud, etc. Pero esto

a su vez trae consecuencias propias de un entorno como aumento poblacional, procesos

industriales, contaminación, desechos sólidos; aquí es valedero resaltar el manejo de estos

desechos, para encontrar una solución eficaz a este tan delicado problema que enfrentan las

ciudades a nivel mundial.

Los rellenos sanitarios constituyen un modelo adecuado en el tratamiento de desechos

sólidos, con los que se puede obtener biogás, representando así un combustible apropiado

para el funcionamiento de una planta de generación eléctrica.

Fuentes muy antiguas indican que el uso de desechos y recursos renovables para

suministro eran conocidos y utilizados antes de Cristo. Los inicios del biogás se han fijado

en base a que los sumerios ya practicaban la limpieza anaerobia de los residuos. En 1984,

se constituyó la primera planta centralizada de biogás en Dinamarca y se comenzó un

ambicioso proyecto en un esfuerzo por demostrar el potencial de las grandes plantas como

productores de energía eléctrica.

Al utilizar desechos orgánicos para obtener biogás y este a su vez emplearlo como materia

prima para la generación de energía eléctrica, proporciona excelentes beneficios en todos

los distintos procesos, ya que reduce la contaminación ambiental y con la energía eléctrica

cubre necesidades a un cierto grupo de una población.

2

Antecedentes científicos 1.1.2.

Conocedores que desde la antigüedad mediante un proceso de fermentación anaeróbica se

obtenía biogás, asociado estos avances a la tecnología que cada vez ha desarrollado

modelos significativos, ha permitido un cambio que ya no se consideren simples procesos

artesanales sino más bien ya se ha diseñado con la ayuda de la ciencia proyectos

completos, evaluados y ejecutados bajo un estricto control, con resultados efectivos, que

constituyen desde la forma de recolección de desechos orgánicos, la clasificación, la

construcción del relleno sanitario; técnica efectiva que minimiza impactos ambientales y al

mismo tiempo proporciona el biogás, importante biocombustible para el funcionamiento en

la generación de energía eléctrica.

Chile fue el primer país latinoamericano que utilizó el biogás de los rellenos sanitarios

como gas de ciudad. La mayoría de países a nivel mundial lo está aplicando el biogás para

la generación de energía eléctrica, debido a que constituyen técnicas amigables a la

naturaleza, considerando que cada día aumenta la población, por ende la cantidad de

desechos orgánicos, así como también el uso de energía eléctrica. Adicionalmente,

debemos concienciar que el planeta Tierra sufre deformaciones por los efectos de

contaminación ambiental.

Antecedentes prácticos 1.1.3.

Los grandes proyectos que se manifiestan después de una investigación apropiada, logran

efectividad cuando se los ejecuta en la práctica y a su vez contribuyen a solucionar

situaciones problemáticas a los involucrados de una determinada población.

La obtención de energía eléctrica a través del uso de desechos orgánicos constituye un

avance significativo, a medida que se desarrollan nuevas tecnologías minimizan impactos

ambientales purificando la naturaleza, otorgándole al ser humano una mejor calidad de

vida.

3

Importancia del estudio 1.1.4.

En los últimos años, las energías renovables han adquirido una importancia altamente

relevante en el desarrollo de la generación de energía eléctrica, debido principalmente a

que la matriz energética del mundo y del país depende de los combustibles fósiles, el

Ecuador se ha convertido en un país económica y ambientalmente vulnerable, ya que

varias de las fuentes que producen energía eléctrica no pueden regenerarse (derivados de

petróleo y gas natural). La otra importante fuente de energía es la hidroelectricidad, con

priorización de grandes proyectos. Por otro lado, en las últimas décadas se ha originado un

incremento en la demanda de energía para el transporte, la vivienda y la industria siendo

necesario construir más centrales de generación que no afecten al medio ambiente y no

lleven mucho tiempo en construirlas. Aparte del incremento en la demanda y de contar en

el Sistema Nacional Interconectado del Ecuador básicamente con dos fuentes para la

producción de electricidad, no es muy recomendable transportar energía eléctrica a grandes

distancias ya que existen pérdidas técnicas que se presentan en la transmisión,

transformación y distribución.

Situación actual del tema de investigación 1.1.5.

En la actualidad nuestra sociedad enfrenta crecientes problemas asociados con los

desechos, por lo que a medida que la población ha ido creciendo también ha pasado con la

cantidad de desechos que se producen, al punto tal que se ha convertido en un problema

ambiental muy serio en la mayor parte de las ciudades del mundo.

Es alarmante notar que en las ciudades de nuestro país no se da la atención requerida a la

basura, clasificación, recolección y tratamiento, lo cual puede generar contaminación y

atentar contra la salud de las personas. Muy pocas ciudades son las que cuentan con un

sistema adecuado de tratar este problema.

No es de sorprenderse, al transitar por las principales calles del centro de una ciudad y ver

como la basura se encuentra dispersada por todas partes, abarcando desde papeles, latas,

4

bolsas, trapos, restos de comitas, plásticos, en donde se nota claramente, por un lado la

falta de cultura ambiental del ciudadano, la colaboración y otra la ineficiencia de los

organismos del estado en la recolección diaria de estos residuos.

En Santo Domingo se generan entre 280 y 300 toneladas diarias de basura (cerca de

106.000 TM/año), pero la capacidad de recolección de la misma varía entre 66% y 82% en

el área urbana, y entre 14% y 25% en las zonas rurales (Municipio de Santo Domingo,

2011).

Esto sería una de las posibles soluciones en cuanto al problema ambiental que se está

presentando, tratar de aprovechar como recurso a la basura y dar paso a la generación de

un tipo de energía renovable en Santo Domingo, sin causar daño alguno a los demás.

1.2. Alcance del trabajo

La presente investigación comprende el estudio de la fuente de biomasa del relleno

sanitario de Santo Domingo, principalmente la producción de biogás, razón de ser

combustible base de la central, a su vez, permitirá establecer el factor de planta y la

potencia instalada con la cual aportará la central, obteniendo el gran provecho de la basura,

para ello se necesita la clasificación y preparación de los residuos, biodegradación de

basura, generación de gases en el relleno, extracción y recolección del biogás, análisis

económico en lo que respecta a los costos de inversión y operación, capacidad y

rendimiento de generación, elaborando el flujo de caja y el cálculo de la rentabilidad e

índices económicos del estudio.

Con estos aspectos técnicos y económicos, se tendrá una visión clara de lo que implica

instalar una central que use biogás como fuente energética. La idea es definir bases para el

análisis y diseño de este tipo de centrales que se puedan llevar a cabo en el futuro.

5

1.3. Objeto de estudio

Realizar un estudio técnico-económico de la generación de energía eléctrica empleando el

biogás del relleno sanitario de Santo Domingo, para contribuir con grandes beneficios

técnicos, económicos, sociales y ambientales; por el aprovechamiento de los residuos

sólidos, los cuales pueden ayudar a la generación de energía eléctrica para la zona y el país,

incluso en tiempos de estiaje para las centrales hidroeléctricas o cuando el precio del

combustible no sea conveniente para la generación termoeléctrica, reducir la

contaminación ambiental por el gas metano emitido a la atmósfera de los rellenos

sanitarios, e incluso generar fuentes de empleo en el área local.

1.4. Objetivo general de estudio

General 1.4.1.

Realizar un estudio técnico-económico de la generación de energía eléctrica empleando el

biogás del relleno sanitario de Santo Domingo, a fin de aprovechar este recurso como

combustible para la transformación de energía.

Específicos 1.4.2.

• Diagnosticar la situación actual y la proyección del relleno sanitario de Santo

Domingo.

• Encontrar el porcentaje de desechos que pueden ser recolectados, destinados al relleno

sanitario para la producción de biogás y generación de energía eléctrica.

• Evaluar y estimar la capacidad de generación y rendimiento de la central.

• Calcular y definir los costos de inversión y operación de la generación de energía

eléctrica empleando el biogás del relleno sanitario de Santo Domingo.

• Establecer la rentabilidad económica e índices financieros del proyecto.

6

1.5. Justificación

Conveniencia 1.5.1.

El estudio técnico-económico de la generación de energía eléctrica empleando el biogás

del relleno sanitario de Santo Domingo, servirá para lograr obtener un tipo de energía

limpia con el aprovechamiento de un recurso ambiental de la cuidad.

Impacto social 1.5.2.

Realmente el impacto recae en la población de la cuidad de Santo Domingo, siendo un

problema socio ecológico el tema de los residuos, se puede adquirir un mejor beneficio con

la aplicación de generación de energía eléctrica a través del biogás producido en el relleno.

Impacto teórico 1.5.3.

Mediante esta investigación y estudio se obtendrá información en lo que concierne a un

tipo de energía renovable, va a llenar un conocimiento orientándose hacia la investigación

y obtención de información valiosa sobre la generación de energía eléctrica empleando el

biogás del relleno sanitario de Santo Domingo; tema que está promoviéndose a nivel

mundial en la actualidad.

Impacto metodológico 1.5.4.

Metodológicamente será un modelo de estudio que logre ser una posible alternativa para

adquirir energía eléctrica a base del biogás generado en un relleno sanitario, no muy

común en nuestro país, pero que actualmente se está encaminando hacia la investigación y

aplicación de energías renovables.

7

Impacto práctico 1.5.5.

Con la investigación que se desea realizar, solucionará el problema que se ha descrito con

anterioridad sobre la basura en la ciudad, sacándole un mejor provecho a la misma, siendo

un tema investigativo y práctico para la búsqueda de nuevas alternativas de cómo generar

energía eléctrica en caso de no disponer combustibles o en circunstancias de estiaje;

problema fundamental para la obtención de energía eléctrica en nuestro país.

Impacto ecológico 1.5.6.

Al tratarse de un tipo de energía renovable a la energía eléctrica empleando el biogás del

relleno sanitario, es considerada como una de las energías limpias, porque va a contribuir

ambientalmente, teniendo la visión en reducir la contaminación de nuestro medio ambiente

y disminución del uso de combustibles que provocan la emisión de gases contaminantes a

la atmósfera, ocasionando daño alguno con la naturaleza.

Viabilidad 1.5.7.

Para este tipo de estudio existen los recursos suficientes, las posibilidades de que sea

ejecutable y los diferentes elementos disponibles a nuestro alcance.

1.6. Hipótesis o idea a defender del estudio

Mediante el estudio técnico-económico de la generación de energía eléctrica empleando el

biogás del relleno sanitario de Santo Domingo, es factible generar energía eléctrica en ese

sitio, lo cual ayudará a utilizar un tipo de energía limpia, amigable con nuestro medio

ambiente, reduciendo la contaminación ambiental que provocan otros tipos de fuentes de

energía.

8

1.7. Aspectos metodológicos del estudio

Diseño de la investigación 1.7.1.

Para el estudio técnico-económico de la generación de energía eléctrica empleando el

biogás del relleno sanitario de Santo Domingo, en el diseño de la investigación se utilizará

la descriptiva, por la razón que se recolectarán datos técnicos del dicho relleno, analizar

toda la información con fines exploratorios y detallar fundamentos técnicos en la

investigación.

Tipo de investigación 1.7.2.

El exploratorio será el tipo de investigación que se utilizará en el presente estudio por

motivos de que se trata de un tema de investigación que en nuestro medio es poco

estudiado y aplicado, en la forma de generar energía eléctrica, cuya finalidad primordial es

resolver un problema práctico y exploratorio, incentivando el estudio y desarrollo de

energías renovables en el país.

Unidad de análisis 1.7.3.

La unidad de análisis en esta investigación es la generación de energía eléctrica empleando

el biogás del relleno sanitario de Santo Domingo, de acuerdo a la cantidad de basura que se

recolecte en ese lugar.

Método de la investigación 1.7.4.

El método deductivo y método de análisis serán los métodos que se utilizará en el estudio

técnico-económico de la generación de energía eléctrica empleando el biogás del relleno

sanitario de Santo Domingo, por razones que se realizarán observaciones de carácter

9

general, identificar a las partes que caracterizan a la unidad de análisis, ver la situación

actual, relacionar mediante el desarrollo de la investigación las causas y los efectos.

Fuentes y técnicas para la recolección de información 1.7.5.

Las fuentes para la recolección de información en el estudio técnico-económico de la

generación de energía eléctrica empleando el biogás del relleno sanitario de Santo

Domingo, se recurrirá a consultas a profesionales, fuentes bibliográficas como libros y

proyectos de investigación sobre complejos ambientales, tesis que han sido elaboradas en

relación al tema, y la información que se adquiera del internet.

Las técnicas que se aplicarán son la observación y entrevista a realizarse, para la obtención

de información y puntos técnicos necesarios en la investigación.

Tratamiento y análisis de la información 1.7.6.

El tratamiento de la información del estudio técnico-económico de la generación de

energía eléctrica empleando el biogás del relleno sanitario de Santo Domingo será

mediante el empleo de Microsoft Excel para representar los datos obtenidos a través de

tablas y gráficas, igualmente la realización de cálculos respectivos y representación de

resultados. Además, se utilizará el software AutoCAD para la elaboración de los planos

concernientes a la ubicación del relleno sanitario y alguna área involucrada.

En cuanto al análisis de la información del estudio técnico-económico de la generación de

energía eléctrica empleando el biogás del relleno sanitario de Santo Domingo se realizará

en base a los resultados tabulados que se han obtenido en la investigación.

10

CAPÍTULO II

MARCO DE REFERENCIA

2.1. Los residuos sólidos urbanos

Andrés y Rodríguez (Ed.). (2008, p.215) sostuvieron que “los Residuos Sólidos Urbanos

(RSU) se pueden definir como los residuos producidos en los domicilios particulares,

comercios, oficinas y edificios públicos. A su vez, estos se suelen clasificar en residuos

domiciliarios y residuos comerciales. La gestión de los residuos comerciales, debido a la

gran cantidad generada, se suele separar de los domiciliares, para así evitar la saturación

del sistema de gestión de los residuos domiciliares”.

El volumen de residuos sólidos urbanos generado depende de factores tales como el nivel

de vida de la población, de que se trate de una zona rural o urbana, del nivel de consumo,

etc. De manera general, se puede afirmar que la generación de residuos es mayor en zonas

urbanas, en zonas con un nivel de consumo elevado y en áreas de gran desarrollo

industrial.

Los residuos sólidos urbanos incluyen residuos no peligrosos o inertes, como pueden ser

materia orgánica, papel y cartón, vidrio, plástico, metales, madera, textiles, etc., y residuos

peligrosos (normalmente en pequeñas cantidades) tales como medicamentos caducados,

tubos fluorescentes, neumáticos, baterías, disolventes, pinturas, electrodomésticos, etc.

El relleno sanitario 2.1.1.

Según Altamirano, Freire y Gallegos (2010) sostuvieron que “el relleno sanitario es la

técnica para la disposición de la basura en el suelo sin causar perjuicio al medio ambiente y

sin ocasionar las molestias o peligros para la salud y seguridad pública. Este método utiliza

principios de ingeniería para confinar las basuras en la menor superficie posible,

11

reduciendo su volumen al mínimo practicable. La basura así depositada, se cubre con una

capa de tierra necesaria, por lo menos cada fin de jornada”.

Gráfico N° 1 Esquema de un relleno sanitario

Fuente: Altamirano, G., et al., (2010). Producción de Electricidad mediante la Captura y Aprovechamiento del Biogás de un Relleno Sanitario. Guayaquil: Tesis Profesional Escuela Superior Politécnica del Litoral.

Andrés et al., (2008, p.242) sostuvieron que “históricamente, el vertido y aislamiento de

los residuos es el método más utilizado, por ser considerado el más económico. Esto es

cierto únicamente si no se consideran los costes derivados de sus impactos sobre el entorno

ni el necesario control tras la clausura del vertedero”.

2.1.1.1. Clasificación de los rellenos sanitarios

Según Andrés et al., (2008, p.244) sostuvieron que “los rellenos sanitarios se clasifican,

según el método, en tres tipos”:

• Relleno de celda excavada o zanja: Cuando la capa freática es profunda, se excava la

celda en profundidad. En este caso, la tierra que se ha vaciado se utiliza como material

para la cobertura diaria y final.

12

• Relleno de superficie o zona: Cuando no se puede excavar, porque la capa freática es

muy superficial o por cualquier otro motivo, los residuos, después de preparar el

terreno, se disponen en superficie formando terrazas.

• Relleno de vaguada o ladera: Los residuos se disponen en la intersección entre dos

vertientes opuestas de un valle o en una ladera. Es sumamente importante que no se

sitúe en el cauce de un río.

2.1.1.2. Impactos de un relleno sanitario

Según Andrés et al., (2008, p.242-243) sostuvieron que “los posibles impactos que un

relleno sanitario puede generar, si no está bien diseñado, construido y explotado son”:

• Emisiones incontroladas de gases: olores (H2S), gases con efecto invernadero (CH4)

o perjudiciales para la salud (compuestos orgánicos volátiles).

• Emisiones incontroladas de lixiviados: Estos pueden afectar las aguas freáticas y/o

superficiales.

• Reproducción de vectores sanitarios: ratas, moscas, mosquitos, etc.

Algunas definiciones importantes sobre los rellenos sanitarios son las siguientes:

• Celda: Volumen de material depositado (normalmente en un día), aislado mediante

material de cobertura.

• Cobertura: Material (suelo natural, áridos, compost) dispuesto en una capa de entre

15 y 30 cm encima de los residuos. Su objetivo es evitar el vuelo de los residuos

(plásticos), prevenir la entrada o salida de vectores sanitarios y controlar la entrada de

agua.

• Capa final de cobertura o sellado: Se aplica a toda la superficie del vertedero. El

objetivo es interceptar la infiltración de agua y soportar la vegetación superficial

implantada para sellar el vertedero. Consiste en diversas capas de tierra y otros

materiales de un grosor aproximado de 60 cm.

13

• Terrazas: Para mantener la estabilidad del relleno y disponer los equipos de

recuperación de gases, se suelen hacer terrazas. La altura de las terrazas es función del

tipo de residuos y de la localización y disposición del relleno y se suelen construir

cuando se superan alturas de 1,2 a 1,8 m.

• Lixiviados: Líquido que se infiltra a través de los residuos depositados y que se emite

o se acumula en el fondo del relleno. Su origen es la humedad que contiene el propio

residuo, la precipitación y la escorrentía no controlada. Los lixiviados contienen los

componentes solubles de los residuos y los resultantes de las reacciones de

degradación.

• Gas de vertedero: Gas producido en el interior del relleno como resultado de la

degradación anaerobia de la fracción orgánica de los residuos depositados. Su

composición es variable. Contiene mayoritariamente CH4 y CO2 y pequeñas

proporciones de N2, O2, NH3 y otros gases.

• Instalaciones de control: Capas diarias y finales de cobertura, instalaciones de

recolección de gases y lixiviados, así como las instalaciones de tratamiento de los

mismos.

• Clausura: Actividades destinadas a la clausura de la zona, una vez completada la

operación de explotación y cobertura final.

• Control post-clausura: Actividades asociadas a la supervisión y mantenimiento, una

vez clausurado el relleno. Es aconsejable que el control se mantenga entre 30 y 50

años.

2.2. Proceso de biodigestión

Según Varnero, M., (2011, p.13) sostuvo que “el correcto manejo de los residuos orgánicos

se logra a través de diferentes tratamientos que implican un reciclaje de estas materias

orgánicas, transformándolas en productos con valor agregado. El reciclaje de materia

orgánica ha recibido un fuerte impulso con el alto costo de los fertilizantes químicos, con

la búsqueda de alternativas no tradicionales de energía, así como también, la necesidad de

vías de descontaminación y eliminación de residuos. La población microbiana juega un

importante papel en las transformaciones de estos residuos orgánicos especialmente si se

14

considera que disponen de un amplio rango de respuestas frente a la molécula de oxígeno,

componente universal de las células”.

Según Chávez, M., (n.d., p.11) cita a Bookter y Ham, (1982) quienes defienden que “en las

condiciones normales que existen en un relleno sanitario, puede darse la proliferación de

poblaciones de microorganismos contenidos en los RSU y con ello la degradación

biológica de dicha fracción orgánica. Resultado de ésta actividad biológica, se va a una

fase acuosa a través de los RSU produciendo un lixiviado caracterizado por un alto grado

de concentración de contaminación orgánica y a la vez de productos gaseosos”.

Digestión aeróbica 2.2.1.

Según Varnero, M., (2011, p.13) sostuvo que “la digestión aeróbica consiste en procesos

realizados por diversos grupos de microorganismos, principalmente bacterias y protozoos

que, en presencia de oxígeno actúan sobre la materia orgánica disuelta, transformándola en

productos finales inocuos y materia celular”.

Al comienzo, el proceso de digestión aeróbica tuvo escasa aceptación, debido a que se

desconocían sus principios fundamentales, además de que encarecían los costos del

tratamiento por la cantidad adicional de energía necesaria para el suministro de aire al

proceso. En contraste, los procesos de digestión anaeróbica permiten utilizar el metano

generado como fuente de energía. La principal ventaja del proceso aeróbico es la

simplificación en las operaciones de disposición de los lodos comparada con la relativa

complejidad operativa del proceso de digestión anaeróbica.

La digestión aeróbica es un proceso mediante el cual los lodos son sometidos a una

aireación prolongada en un tanque separado y descubierto. El proceso involucra la

oxidación directa de la materia orgánica biodegradable y la autooxidación de la materia

celular.

15

Según el Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente de España, (2008)

sostiene que “la DBO5 (demanda biológica de oxígeno) es la cantidad de oxígeno disuelto

que se requiere para la descomposición de la materia orgánica por los microorganismos

transcurridos 5 días y se expresa en mg de O2/litro”.

Según Andrés et al., (2008, p.223) sostuvieron que “otro punto importante a destacar de la

definición, es que el objetivo del proceso es la obtención de un producto estable de calidad,

el compost. Esto nos indica que todos los esfuerzos tienen que centrarse en la obtención de

un compost de calidad, que pueda ser útil en la agricultura como enmienda de suelos y

fuente de nutrientes”.

Gráfico N° 2 Proceso de digestión aeróbica, compost

Fuente: Andrés, P. et al., (2008). Evaluación y Prevención de Riesgos Ambientales en Centroamérica.

España: Documenta Universitaria Girona. Capítulo 8.

Digestión anaeróbica 2.2.2.

Según Varnero, M., (2011, p.14) sostuvo que “la digestión anaeróbica es un proceso

biológico complejo y degradativo en el cual parte de los materiales orgánicos de un

substrato (residuos animales y vegetales) son convertidos en biogás, mezcla de dióxido de

carbono y metano con trazas de otros elementos, por un consorcio de bacterias que son

sensibles o completamente inhibidas por el oxígeno o sus precursores (e.g. H2O2). En la

16

digestión anaerobia más del 90% de la energía disponible por oxidación directa se

transforma en metano, consumiéndose sólo un 10% de la energía en crecimiento bacteriano

frente al 50% consumido en un sistema aeróbico”.

2.2.2.1. Etapas de la fermentación anaeróbica

Según Cuesta, M., Sánchez, F., Crespo, G., y Villar S., (n.d., p.21-22) sostuvieron que “la

fermentación anaeróbica de la materia orgánica consta de cuatro etapas en las que

intervienen diferentes tipos de bacterias”:

• Etapa hidrólisis.

• Etapa acidogénica.

• Etapa acetogénica.

• Etapa metanogénica.

Según Varnero, M., (2011, p.20) sostuvo que “los números que se encuentran en el gráfico

N° 3 indican la población bacteriana responsable del proceso: 1: bacterias fermentativas; 2:

bacterias acetogénicas que producen hidrógeno; 3: bacterias homoacetogénicas; 4:

bacterias metanogénicas hidrogenotróficas; 5: bacterias metanogénicas acetoclásticas”.

La principal vía de producción de metano es la primera, con alrededor del 70% del metano

producido. Es un proceso lento y constituye la etapa limitante del proceso de degradación

anaeróbica.

17

Gráfico N° 3 Etapas de la fermentación anaeróbica

Fuente: Varnero, M. (2011). Manual de Biogás. Santiago de Chile: Proyecto CHI/00/G32 “Chile: Remoción

de Barreras para la Electrificación Rural con Energías Renovables”.

2.2.2.2. Parámetros que afectan al proceso de fermentación anaeróbica

Según Cuesta, M., et al., (n.d., p.23-25) sostienen que “los factores físicos y químicos que

condicionan este proceso son varios. Entre los más importantes cabe destacar los

siguientes”:

• Nutrientes.

• Temperatura.

• El pH.

• Contenido en sólidos.

• Tiempo de retención.

• Inhibidores.

• Agitación.

18

2.3. Producción de biogás

El biogás 2.3.1.

Según Varnero, M., (2011, p.16) sostuvo que “el biogás es una mezcla gaseosa formada

principalmente de metano y dióxido de carbono, pero también contiene diversas

impurezas. La composición del biogás depende del material digerido y del funcionamiento

del proceso. Cuando el biogás tiene un contenido de metano superior al 45% es

inflamable”. El biogás tiene propiedades específicas que se indican en la Tabla N° 1.

Tabla N° 1 Características generales del biogás

Composición

55 – 70% metano (CH4)

30 – 45% dióxido de carbono (CO2)

Trazas de otros gases

Contenido energético 6.0 – 6.5 kWh m-3

Equivalente de combustible 0.60 – 0.65 L petróleo/m3 biogás

Límite de explosión 6 – 12 % de biogás en el aire

Temperatura de ignición 650 – 750°C (con el contenido de CH4 mencionado)

Presión crítica 74 – 88 atm

Temperatura crítica -82.5°C

Densidad normal 1.2 kg m-3

Olor Huevo podrido (biogás desulfurado es imperceptible)

Masa molar 16.043 kg kmol-1

Fuente: Varnero, M. (2011). Manual de Biogás. Santiago de Chile: Proyecto CHI/00/G32 “Chile: Remoción de Barreras para la Electrificación Rural con Energías Renovables”.

Potencial energético del biogás 2.3.2.

Según Garay, O., (2011, p.31-32) sostiene que “dependiendo de las características de la

biomasa original, el biogás puede tener una composición de entre 50% y 70% de metano,

el cual posee una capacidad energética de aproximadamente 5.000 kcal/m3. A modo de

referencia, 1 m3 de metano se traduce en una energía de 9,97 kWh, con lo cual se obtienen

19

aproximadamente 6 kWh por cada m3 de biogás (considerando un contenido de metano en

el biogás del 60%)”. A modo de comparación, se muestra en el Gráfico N° 4 el poder

calorífico (medido en kWh/m3) de los distintos tipos de combustibles que son usados en la

actualidad:

Gráfico N° 4 Potencial energético de distintos combustibles

Fuente: Garay, O., (2011). Análisis técnico-económico de una planta de generación eléctrica en base a biogás. Santiago de Chile: Tesis Profesional Universidad de Chile.

Composición del biogás en función del substrato 2.3.3.

La riqueza del biogás depende del material digerido y del funcionamiento del proceso. En

la Tabla N° 2 se muestran valores medios de composición del biogás en función del

substrato utilizado. La producción de biogás para cada tipo de substrato es variable en

función de su carga orgánica y de la biodegradabilidad de la misma.

En general, los residuos orgánicos industriales y la FORSU presentan potenciales elevados

de producción.

20

Tabla N° 2 Componentes del biogás en función del substrato utilizado

Componente Residuos

Agrícolas

Lodos de

Depuradora

Residuos

Industriales

Gas de

Vertedero

Metano 50-80% 50-80% 50-70% 45-65%

Dióxido de carbono 30-50% 20-50% 30-50% 34-55%

Agua Saturado Saturado Saturado Saturado

Hidrógeno 0-2% 0-5% 0-2% 0-1%

Sulfuro de hidrógeno 100-700 ppm 0-1% 0-8% 0,5-100 ppm

Amoniaco Trazas Trazas Trazas Trazas

Monóxido de carbono 0-1% 0-1% 0-1% Trazas

Nitrógeno 0-1% 0-3% 0-1% 0-20%

Oxígeno 0-1% 0-1% 0-1% 0-5%

Compuestos orgánicos Trazas Trazas Trazas 5 ppm*

* Terpenos, ésteres... Fuente: Cuesta, M., et al., (n.d.). Situación actual de la producción de biogás y de su aprovechamiento. Madrid: Fundación Madrid para el Conocimiento.

No obstante, existen opciones que permiten mejorar la producción de biogás de estos

residuos, la mezcla con residuos de mayor producción potencial, pretratamiento para

mejorar la degradabilidad del substrato.

Materias primas para la producción de biogás 2.3.4.

Según Cuesta, M., et al., (n.d., p.26-30) sostienen que “como se ha visto, la digestión

anaeróbica es un proceso biológico fermentativo donde la materia orgánica es

descompuesta por la acción de una serie de microorganismos bacterianos, que la

transforman en biogás. Se emplean diferentes substratos”:

• Fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos (FORSU).

• Lodos de estaciones depuradoras de aguas residuales urbanas.

• Aguas residuales industriales y residuos orgánicos industriales.

• Residuos agrícolas y ganaderos.

21

Fases de la biodegradación y formación del biogás en el vertedero 2.3.5.

Según Cuesta, M., et al., (n.d., p.45-46) sostuvieron que “la formación de los gases en el

vertedero se puede dividir en 5 fases”:

2.3.5.1. Fase inicial (I):

Es la fase inmediata al vertido y es aeróbica. En ella predomina el N2 y hay una creciente

formación de CO2 a la vez que disminuye el oxígeno. Tiene una duración aproximada de

15 días.

2.3.5.2. Fase de transición (II):

Se produce la transición a las condiciones anaeróbicas, reduciéndose los sulfatos y los

nitratos.

2.3.5.3. Fase ácida (III):

Es la primera fase anaeróbica y se caracteriza por la ausencia de aire. Se produce la

formación de ácidos de fermentación y al final de la misma se alcanza la mayor

concentración de CO2. Su duración es de aproximadamente 2 meses.

2.3.5.4. Fase metanogénica (IV):

Constituye la segunda fase anaeróbica donde se produce la formación del metano (CH4).

Se estima que tiene una duración de 2 años.

22

2.3.5.5. Fase de maduración (V):

Sería la fase final, en la cual la materia orgánica es ya de naturaleza escasamente

biodegradable y existe una clara disminución en la producción de los gases en el vertedero.

Tiene una duración entre 10 y 30 años.

Gráfico N° 5 Fases de generación de biogás en vertedero

Fuente: Cuesta, M., et al., (n.d.). Situación actual de la producción de biogás y de su aprovechamiento.

Madrid: Fundación Madrid para el Conocimiento.

2.4. Sistemas de desgasificación de un relleno sanitario

Según Cuesta, M., et al., (n.d., p.47-48) sostuvieron que “después de haberse generado el

biogás, su obtención se lleva a cabo mediante sistemas de desgasificación, los cuales se

componen de tres elementos principales, sistema de captación de gases, conducción,

control y transporte”. (Anexo A.)

Se realiza mediante una red de pozos verticales y/o zanjas horizontales, distribuidos por

toda la superficie del vertedero. El diseño de la red de captación de gas en un vertedero se

realiza mediante ensayos en campo que permiten calcular el radio de influencia de un

pozo. Cuesta, M., et al., (n.d., p.47) citó a Martín (1997) quien sostiene que “en función de

la zona del vertedero, varía la tasa de generación de biogás, la permeabilidad al paso del

mismo y la profundidad del vaso del vertedero, lo que hace necesario en algunos casos,

23

acercar los pozos y permite en otros, separarlos. Aunque el espaciado entre pozos es muy

variable, se considera habitual, un radio de influencia de 20 m”.

Para realizar la perforación de los pozos existen diferentes técnicas, pero considerando la

enorme heterogeneidad del material existente en los vertederos, la experiencia ha llevado a

desarrollar la técnica de la perforación mediante barrena helicoidal discontinua. Su

funcionamiento consiste en la introducción de la barrena en el vertedero para avanzar por

cada movimiento, según el material, de 10 a 100 centímetros, extrayendo a la superficie los

residuos excavados. Una vez realizados los pozos se introducen en ellos unas tuberías

(normalmente de polietileno) ranuradas en un 20-30% de su longitud, con objeto de que

penetre el gas, y una parte ciega en lo más alto. El espacio anular existente entre la tubería

y la pared del pozo se suele rellenar con material que en ningún caso será de tipo calcáreo,

ya que sería disuelto por el conjunto biogás-condensados-lixiviados (Gráfico N° 6).

Gráfico N° 6 Esquema de un pozo de biogás

Fuente: Mazo, S. (n.d.). Fundamentos del Biogás y Sistemas de Captura de Biogás.

https://www.globalmethane.org/documents/events_land_111411_7.pdf.

En los últimos metros, donde la tubería es ciega, y para evitar la entrada de oxígeno al

pozo, se rellena con un material aislante, incluyendo algún tipo de material de separación

entre ambas capas, como puede ser una junta de plástico, caucho, etc., con el objetivo de

impedir la entrada de oxígeno a los conductos de transporte de biogás.

24

Weihs, J. P. (n.d., p.10) sostiene que los componentes del sistema de captación de biogás

son:

• Pozo de captación: estos pueden ser de tipo vertical (Anexo B.) o de tipo horizontal

(Anexo C.):

Gráfico N° 7 Ejemplos de pozos de captación vertical

Fuente: Weihs, J. P. (n.d.). Conceptos básicos sobre Biogás.

https://www.globalmethane.org/documents/events_land_20100817_conceptos_basicos_sobre_biogas.pdf.

Los pozos de captación vertical es el método más común de la captura de biogás. Se instala

en áreas de disposición existentes o en operación, así como también la utilización de

materiales de construcción. La profundidad ideal de los residuos es > 10 metros.

Gráfico N° 8 Ejemplo de pozo colector horizontal



25

• Cabezal del pozo de captación: estos presentan capacidad de monitoreo,

accesibilidad al nivel del líquido y resistencia a los efectos ambientales.

Gráfico N° 9 Vista de un cabezal de pozo de captación



• Tubería lateral: es la tubería de interconexión entre el pozo y colector, conduce el

biogás desde los pozos hasta el colector. En el diseño de colección se debe tomar en

cuenta la pendiente de la tubería, diámetro de la tubería, válvulas, tendido directo

cabezal-colector/tipo espina de pescado, ciclo de vida de la tubería, condensado.

• Colector:

Gráfico N° 10 Colector y tuberías de captación



26

• Condensado: es el gas caliente que se genera de la descomposición de los residuos,

saturado de agua y vapor (Anexo D.). Las consecuencias de manejos inadecuados de

condensados son pozos inundados, poco vacío en los pozos y se incrementan los

costos operativos.

• Tubería principal: lleva el biogás a la planta de tratamiento

(antorcha/motogenerador).

Gráfico N° 11 Ejemplos de tuberías principales de biogás



• Sistema integral de captación y tratamiento:

Gráfico N° 12 Estación de captación y tratamiento de biogás



27

2.5. La biomasa

Orbegozo, C., y Arivilca, R., (2010) sostuvieron que “la biomasa es toda materia orgánica

que proviene de árboles, plantas y desechos de animales que pueden ser convertidos en

energía; o las provenientes de la agricultura (residuos de maíz, café, arroz, macadamia), del

aserradero (podas, ramas, aserrín, cortezas) y de los residuos urbanos (aguas negras, basura

orgánica y otros)”.

Esta es la fuente de energía renovable más antigua conocida por el ser humano, ha sido

usada desde que nuestros ancestros descubrieron el secreto del fuego.

Gráfico N° 13 Generación de biomasa

Fuente: La biomasa: concepto y clasificación (n.d.). http://www.ambientum.com/enciclopedia/energia/4.36.01.02_1r.html

Los avances tecnológicos han permitido el desarrollo de procesos más eficientes y limpios

para la conversión de biomasa en energía; transformándola, por ejemplo, en combustibles

líquidos o gaseosos, los cuáles son más convenientes y eficientes. Así aparte de la

combustión directa, se pueden distinguir otros dos tipos de procesos: el termoquímico y el

bioquímico.

28

Fuentes de biomasa 2.5.1.

Según Orbegozo, C., y Arivilca, R. (2010) sostuvieron que “existen diferentes fuentes de

biomasa que pueden ser utilizados con fines energéticos”, entre las más principales que se

destacan son:

2.5.1.1. Plantaciones energéticas

Son grandes plantaciones de árboles o plantas cultivadas con el fin específico de producir

energía. Para ello se seleccionan árboles o plantas de crecimiento rápido y bajo

mantenimiento, las cuales usualmente se cultivan en tierras de bajo valor productivo. Su

período de cosecha varía entre los tres y los diez años. Existen también muchos cultivos

agrícolas que pueden ser utilizados para la generación de energía: caña de azúcar, maíz,

sorgo y trigo.

2.5.1.2. Residuos forestales

Son una importante fuente de biomasa. Se considera que, de cada árbol extraído para la

producción maderera, sólo se aprovecha comercialmente un porcentaje cercano al 30%. Se

estima que un 30% es dejado en el campo, en las ramas y raíces, a pesar de que el potencial

energético es mucho mayor, y otro 40% en el proceso de aserrío.

2.5.1.3. Desechos agrícolas

La agricultura genera cantidades considerables de desechos. Se estima que, en cuanto a

desechos de campo, el porcentaje es más del 60%, y en desechos de proceso, entre 20% y

40%. Al igual que en la industria forestal, muchos residuos de la agroindustria son dejados

en el campo. Ejemplos comunes de este tipo de residuos son: el arroz, el café y la caña de

azúcar. Los campos agrícolas también son una fuente importante de leña para uso

doméstico. Por otro lado, las granjas producen un elevado volumen de residuos húmedos

en forma de estiércol de animales.

29

2.5.1.4. Desechos industriales

La industria alimenticia genera una gran cantidad de residuos y subproductos, que pueden

ser usados como fuentes de energía, los provenientes de todo tipo de carnes (avícola,

vacuna, porcina) y vegetales (cáscaras, pulpa) cuyo tratamiento como desechos representan

un costo considerable para la industria.

2.5.1.5. Desechos urbanos

Los centros urbanos generan una gran cantidad de biomasa en muchas formas, por

ejemplo: residuos alimenticios, papel, cartón, madera y aguas negras. La basura orgánica

en descomposición produce compuestos gases contaminantes (metano, dióxido de carbono,

entre otros) que contribuyen a aumentar el efecto invernadero.

Gráfico N° 14

Fuentes de biomasa de acuerdo al origen

Fuente: Energía Renovable: Energía procedente de la biomasa (n.d.). http://www.fluoresentadolesent.wordpress.com/.

Ventajas de la biomasa 2.5.2.

Según el Fortalecimiento de la Capacidad en Energía Renovable para América Central

(FOCER), (2002) sostuvo las siguientes ventajas sobre la biomasa:

30

• La biomasa es una fuente renovable de energía y su uso no contribuye a acelerar el

calentamiento global, permite reducir los niveles de dióxido de carbono y los residuos

de los procesos de conversión, aumentando los contenidos de carbono de la biosfera.

• La captura del metano de los desechos agrícolas y los rellenos sanitarios, y la

sustitución de derivados del petróleo, ayudan a mitigar el efecto invernadero y la

contaminación de los acuíferos.

• La biomasa es un recurso local que no está sujeto a las fluctuaciones de precios de la

energía, provocadas por las variaciones en el mercado internacional de las

importaciones de combustibles. En países en desarrollo, su uso reduciría la presión

económica que impone la importación de los derivados del petróleo.

Desventajas de la biomasa 2.5.3.

Así mismo el Fortalecimiento de la Capacidad en Energía Renovable para América Central

(FOCER), (2002) sustentó las siguientes desventajas sobre la biomasa:

• La biomasa tiene una baja densidad relativa de energía; es decir, se requiere su

disponibilidad en grandes volúmenes para producir potencia, en comparación con los

combustibles fósiles, por lo que el transporte y manejo se encarecen y se reduce la

producción neta de energía. La clave para este problema es ubicar el proceso de

conversión cerca de las fuentes de producción de biomasa, como aserraderos, ingenios

azucareros y granjas, donde los desechos de aserrío, el bagazo de caña y las excretas

de animales están presentes.

• Su combustión incompleta produce materia orgánica, monóxido de carbono (CO) y

otros gases. Si se usa combustión a altas temperaturas, también se producen óxidos de

nitrógeno. A escala doméstica, el impacto de estas emanaciones sobre la salud familiar

es importante.

31

2.6. Tecnologías de generación de energía eléctrica a partir de biogás

Actualmente se puede producir energía eléctrica a partir del biogás utilizando varias

tecnologías como son el caso de turbinas, micro turbinas, motores de combustión interna,

celdas de combustible. Cuando se genera energía eléctrica utilizando como combustible el

gas producido en un relleno sanitario, se está utilizando una fuente de energía renovable

que de alguna manera habría sido desechada.

En la producción de energía eléctrica mediante biogás, existen varias tecnologías para la

aplicación de generación; hay diferencia de aplicar una u otra tecnología, lo cual radica

especialmente en la potencia máxima y mínima de generación, la cantidad de combustible

de operación, la eficiencia, los costos, etc.

Turbinas de gas 2.6.1.

Según De la Guerra, A. (2011., p.30-32) definió que “generalmente las plantas con turbina

de gas se utilizan para cubrir cargas pico, como sistema de respaldo o bien, si se tiene

acceso a un combustible barato, para cubrir la carga base. Los componentes básicos de una

planta con turbina de gas son: un compresor, una cámara de combustión y una turbina”.

Gráfico N° 15 Modelo del funcionamiento de una planta con turbina de gas

Fuente: De la Guerra, A. (2011). Generación distribuida a partir de biogás producido en granjas porcinas.

México: Tesis Profesional Universidad Nacional Autónoma de México.

32

Se absorbe aire del ambiente y se comprime en el compresor, éste aire es dividido a la

entrada de la cámara de combustión; parte de éste es usado para la combustión, y la otra

parte actuará como enfriador. En la cámara de combustión es introducido el biogás y la

combustión toma lugar. A la salida de la cámara se une el aire para enfriar con los gases de

combustión para pasar a la turbina a una temperatura adecuada, donde se expanden y

transfieren su energía a ésta, para finalmente ser expulsados.

Gráfico N° 16 Cámara de combustión de la planta con turbina de gas



Aproximadamente 2/3 de la potencia desarrollada por la turbina son utilizados para

accionar al compresor el resto se utiliza para producir la potencia eléctrica. La turbina de

gas debe ser arrancada con un motor, mientras el compresor corre lo suficientemente

rápido para alcanzar los valores adecuados para proporcionar el trabajo deseado. Si la

turbina de gas acciona a un generador con excitador independiente, éste puede usarse como

motor de arranque para la turbina. El ciclo ideal que sirve de modelo para el estudio de este

tipo de plantas es el Brayton.

A éste modo de operación del Gráfico N° 15 se le conoce como ciclo abierto y en ésta

modalidad se obtiene alrededor del 25% de eficiencia. Para mejorar ésta, se puede optar

por la adición de un intercambiador de calor para aprovechar la energía en los gases de

escape lo que incrementa la eficiencia hasta 40%.

33

Gráfico N° 17 Planta con turbina de gas en ciclo cerrado



Motor de combustión interna 2.6.2.

Según De la Guerra, A. (2011., p.32-34) sostuvo que “los motores de combustión interna

pueden ser de dos tipos: de encendido por chispa y de encendido por compresión. Su

eficiencia normalmente no excede 30-45%. Los ciclos ideales para modelar este tipo de

motores son el ciclo Otto y el Diésel respectivamente”.

2.6.2.1. Motores de combustión interna de encendido por chispa

Los motores de encendido por chispa o motores Otto pueden funcionar con 100% de

biogás como combustible. Por ejemplo para la alimentación de gas se requieren elementos

extra para su pre-compresión. Pre-comprimiendo y posteriormente enfriando la mezcla la

eficiencia puede incrementarse en un factor de 1.5.

34

Gráfico N° 18 Funcionamiento básico motor Otto



En un motor Otto el aire y el combustible entran a través del carburador, cuya función es

mezclarlos. Ésta mezcla se comprime hasta una temperatura menor a la de autoencendido,

con el aumento de la relación de compresión aumenta la eficiencia pero si se alcanza la

temperatura de auto-ignición el combustible puede “quemarse” antes de tiempo y éste se

consumiría más rápidamente, además, se produciría un sonido llamado golpeteo del motor.

Motores Otto cuentan con controles de encendido de la chispa, por medio de la descarga de

un capacitor lo que permite un encendido exacto, mejoras en los tiempos de combustión

que provoca una disminución en las emisiones y más tiempo de servicio en el sistema de

encendido.

No es recomendable que se elimine por completo el CO2 y el CO del biogás, ya que estos

compuestos impiden que el biogás detone cuando se somete a compresión.

Gráfico N° 19 Diagrama P-v ciclo Otto; Diagrama T-s ciclo Otto



35

2.6.2.2. Motores de combustión interna de encendido por compresión

Este tipo de planta se usa para cubrir la carga base donde no hay una estación de

alimentación, como reserva o para disminuir los costos en una instalación durante los

periodos pico. Requieren modificaciones para permitirles que funcionen principalmente

con biogás complementado con Diésel; esto es una operación de combustible dual con

hasta el 60% del requerimiento de combustible Diésel reemplazado por biogás.

Gráfico N° 20 Modificación para motor Diésel



Tabla N° 3 Características principales de los motores de combustión interna

Características

de Rendimiento

MAN

100kW-

150kW

Cummins

GSK19G

300kW

Caterpillar

G3516LE

800kW

Capacidad Nominal (kW) 150 300 800

Heat Rate Eléctrica (Btu/kWh) 11147 10967 12,637

Eficiencia Eléctrica (%) 30,6 31,1 33,3

Combustible (MMBtu/h) 1,11 3,29 8,2

Costo Total Instalado ($USD/kW) 1515 1200 800-1000

Fuente: González, F. (2004). Tecnologías de generación distribuida: Costos y Eficiencia. I Seminario de Ingeniería Eléctrica. Unexpo. Puerto Ordaz.

36

Celdas de combustible 2.6.3.

Según González, F., (2004) sostuvo que “una celda de combustible es un equipo de

conversión electroquímico que convierte el hidrógeno y el oxígeno en electricidad y calor.

Esta es muy semejante a una batería que puede ser recargada mientras se entrega potencia

de ella. En vez de recargarse usando electricidad, una celda de combustible usa el

hidrógeno y el oxígeno. Constructivamente costa de dos electrodos un ánodo y un cátodo,

separado por un electrolito. La primera celda de combustible operativa fue producida por

Sir William Grove en 1842. La tecnología avanzó poco a poco por los años, pero tomo un

salto gigantesco en 1960, cuando General Electric produjo la primera aplicación práctica

de la celda de combustible, cuando esta proveyó de energía eléctrica a las cápsulas

espaciales Gemini y Apollo”.

Según De la Guerra, A. (2011., p.35-36) sostuvo que “los electrodos están conectados por

un conductor, es por éste por el que viajan los electrones y pasan a través de la carga,

finalmente en el cátodo se unen el hidrógeno, el oxígeno y los electrones, por lo que al

final se libera agua y calor. El límite teórico de voltaje desarrollado por una celda es de

1.23 V, la corriente es de 0.5 A/cm2 desarrollando una potencia de 0.35 W/cm2”.

Gráfico N° 21 Principio de funcionamiento de una celda de hidrógeno



En función del tipo de celda, el proceso de reformado del biogás puede ser externo o

interno. El reformado externo tiene lugar en reactores diseñados para este propósito,

mientras que el reformado interno se produce en el ánodo de la propia pila de combustible.

37

Tabla N° 4 Características principales de las celdas de combustible

Características de Rendimiento

Tipo de Celda

Membrana de Intercambio

Protónico (PEM)

Óxido Sólido

(SOFC)

Membrana de Intercambio

Protónico (PEM)

Ácido Fosfórico (PAFC)

Carbonatos Fundidos (MCFC)

Capacidad Nominal (kW) 10 100 200 200 250

Heat Rate Eléctrica (Btu/kWh)

11370 7580 9750 9480 9730

Eficiencia Eléctrica (%) 30 45 35 36 43

Combustible H2 CH4,

H2, CO H2 H2

CH4, H2, CO

Combustible (MMBtu/h) O,1 0,8 2 1,9 2

Costo Total Instalado ($USD/kW)

5500 3500 3600 4500 5000

Fuente: González, F. (2004). Tecnologías de generación distribuida: Costos y Eficiencia. I Seminario de Ingeniería Eléctrica. Unexpo. Puerto Ordaz.

Según Enríquez, G. (2009) sostuvo las ventajas y desventajas de las celdas de combustible:

a) Ventajas:

• Las eficiencias en la conversión son muy altas.

• Requieren de poca atención y poco mantenimiento, prácticamente no producen ruido.

• Se pueden instalar cercanas al punto de utilización, por lo tanto reducen los

requerimientos de transmisión eléctrica y las pérdidas asociadas a esto.

• Los requerimientos de espacio son considerablemente menores en comparación con

las plantas convencionales.

b) Desventajas:

• Altos costos iniciales.

• Vida de servicio baja.

38

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA

El presente estudio se centra en la posibilidad del potencial de producción de generar

energía eléctrica aprovechando como combustible primario el biogás proveniente del

relleno sanitario del cantón de Santo Domingo, que constituyen en la actualidad uno de los

más graves problemas de salud y saneamiento ambiental para la sociedad.

El análisis se fundamenta en la discusión teórica acerca de la composición promedio del

biogás de vertedero producido por los RSU en Santo Domingo. Es muy amplia y de

importancia la seguridad que el medio ambiente necesita de energías limpias amigables, no

contaminantes, y que permitan contar con nuevas alternativas de generación de

electricidad. De igual prioridad y mayor relevancia tiene la preservación de los recursos

naturales no renovables, cuya disminución ha sido y es causa de preocupación en la

medida que los combustibles limpios de reemplazo no están completamente disponibles y

la posibilidad de utilización masiva es aún insegura.

El concepto de los sistemas de energía basados en biogás está relacionado directamente a

los sistemas de energía basados en la biomasa. Estos sistemas de biomasa son muy

utilizados en las grandes industrias para el aprovechamiento de sus residuos en

cogeneración, por consiguiente, así el proceso aumenta su eficiencia más o menos entre un

70 y 85%.

El biogás puede ser producido a partir desde los desechos humanos orgánicos, estiércol y

de la degradación vegetal. Los terrenos donde pastan los animales, crecen las plantas y

existe un flujo de aguas residuales son lugares ideales para producir energía a partir de

biogás. Sin embargo, esto no es una condición dada en los rellenos sanitarios en donde se

ubican los RSU.

Mediante esta investigación, se presenta a las centrales de generación de energía eléctrica a

partir del biogás como una alternativa de gran eficiencia, similar a las centrales térmicas a

39

gas que se utilizan actualmente, y que dependen de los combustibles fósiles no renovables

como su fuente de energía primaria.

En la actualidad las centrales de generación que tienen como finalidad reducir las

emisiones de gases de efecto invernadero cuentan con varios estímulos por parte de casi de

algunos organismos gubernamentales de América Latina y Europa, gracias a esta

importante acogida de los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL), se ha aumentado en

gran medida los beneficios económicos y sociales que se pueden recibir de una central de

generación de energía eléctrica de este tipo.

A continuación se ilustra un esquema de las etapas metodológicas a seguir para el presente

estudio:

Gráfico N° 22 Etapas metodológicas

Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

INFORMACIÓN DE ENTRADA

MODELO MATEMÁTICO CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN BIOGÁS (m3/hr)

CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

CÁLCULOS Y RESULTADOS TECNICOS

PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE

GENERACIÓN ELÉCTRICA

ESTUDIO ECONÓMICO Y FINANCIERO (Inversión e índices económicos)

40

3.1. Información de entrada

Descripción del relleno sanitario de Santo Domingo 3.1.1.

El Complejo Ambiental del Relleno Sanitario del cantón Santo Domingo comprende la

implementación de una infraestructura que permite la recepción, confinamiento y

procesamiento de los residuos sólidos que se generan en el Cantón Santo Domingo, a

través de los siguientes componentes del relleno sanitario:

• Planta de Separación, Reciclaje y Almacenamiento.

• Planta procesadora de Neumáticos.

• Tratamiento de Lixiviados.

• Estación de compostaje.

• Área de Residuos Hospitalarios.

Estos componentes estarán implantados en un terreno de 232 Ha. de extensión, el proyecto

ocupará un área de 75 Ha aproximadamente, teniendo en cuenta que un 30% de esta área

es para mantener las áreas verdes del predio.

Como se puede interpretar, el Complejo Ambiental del Relleno Sanitario del cantón Santo

Domingo, es un proyecto que ya se está ejecutando. A diferencia del presente estudio en

esta tesis tiene como objetivo proporcionar una alternativa de generar energía eléctrica a

partir del biogás generado por el relleno sanitario, se ha visto conveniente estudiar los datos de

la cantidad de residuos que ingresan en el proyecto del Complejo Ambiental.

Ubicación geográfica de Santo Domingo 3.1.2.

Santo Domingo se ubica en una zona de transición entre la costa y sierra ecuatoriana, en

una región con gran pluviosidad ocupa una superficie de 3.857 km2. La ciudad de Santo

Domingo, capital provincial, está ubicada a 133 km oeste de Quito, en la cota 550 msnm.

41

La zona urbana, tiene una extensión aproximada de 7.250 hectáreas, de las cuales unas

3.000 hectáreas se encuentran al interior de los By Pass.

En este sector geográfico convergen vías de primer orden provenientes de las provincias de

Esmeraldas, Manabí, Guayas, Los Ríos y Cotopaxi. Es el punto de salida principal hacia la

sierra y capital de la república, como también hacia otras capitales provinciales.

Geográficamente se ubicada en las siguientes coordenadas: Longitud 78º 40` oeste y latitud

0º 40`norte, en el sistema de coordenadas UTM - WGS84 corresponde a: 759.325 E,

10.074.117 N.

La provincia de Santo Domingo de los Tsáchilas, tiene dos cantones como son Santo

Domingo, el mismo que cuenta con parroquias rurales: Alluriquín, Puerto Limón, Luz de

América, San Jacinto del Búa, Valle Hermoso, El Esfuerzo y Santa María; y La Concordia

con parroquias rurales: Monterrey, Villegas y Plan Piloto. El área de proyecto corresponde

al sector urbano de la cabecera cantonal y parroquias del cantón Santo Domingo, ubicado

en la provincia de Santo Domingo de los Tsáchilas. El terreno del complejo se encuentra

localizado en el km 32 de la Vía Santo Domingo - Quevedo, en las siguientes coordenadas:

Tabla N° 5 Coordenadas geográficas y cartográficas del Complejo Ambiental del relleno

sanitario Norte 9947980

Este 0685588

Provincia: Santo Domingo de los Tsáchilas

Cantón: Santo Domingo

Parroquia: Luz de América

Fuente: Consultpiedra Cía. Ltda (Ingeniería Sanitaria y Ambiental) (2011).

Clima 3.1.3.

De conformidad con la clasificación de los pisos climáticos del Ecuador, la zona del

proyecto corresponde al piso climático subtropical.

42

Los parámetros meteorológicos considerados son los siguientes:

3.1.3.1. Temperatura del aire

La zona en análisis tiene una temperatura media anual de 24,38ºC, con tendencia a

disminuir muy poco en la época seca. Mientras más radical es el cambio de la topografía la

región se vuelve más lluviosa. La temperatura media anual decrece regularmente con el

incremento de la altitud, mientras que las precipitaciones aumentan.

3.1.3.2. Precipitación

En el área del proyecto, la pluviosidad media anual es igual a 2536,2 mm, correspondiendo

al 76% a la estación lluviosa y el 24% a la estación seca.

Los datos fueron obtenidos de la estación del INAMHI, Puerto Ila, cuyos datos de

ubicación son:

Tabla N° 6 Estación Puerto Ila – INAMHI

Código Nombre Tipo Latitud Longitud Altitud Provincia

M026 Puerto

Ila CP 00°28’34 S 79°20’20 W

319

msnm

Santo Domingo de

los Tsáchilas

Fuente: INAMHI (2014). Estación Puerto Ila. http://www.serviciometeorologico.gob.ec/red-de-estaciones- meteorologicas/. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Para el período comprendido entre los años 2000 y 2008, la precipitación responde a los

datos presentados en la Tabla N° 7.

La información meteorológica disponible, permite concluir sobre la presencia anual de dos

épocas estacionales bien diferenciadas: la lluviosa; y la seca o no lluviosa. Como se puede

ver, la época seca del año, se inicia en Julio y concluye en Noviembre.

43

Tabla N° 7 Datos de precipitación

Mes Precipitación

(mm)

Días con

Precipitación

Enero 357,4 26

Febrero 476,6 26

Marzo 534,1 28

Abril 547,2 27

Mayo 217,8 23

Junio 65,8 17

Julio 28,6 14

Agosto 32,9 15

Septiembre 52,3 19

Octubre 43,9 18

Noviembre 56,9 18

Diciembre 122,7 21


3.1.3.3. Humedad relativa

Este parámetro alcanza un valor promedio anual de 87,44%, condicionada por los factores

que definen el régimen de lluvias.

3.1.3.4. Nubosidad

La nubosidad representa la cantidad en octavos de cielo cubierto en el sitio de observación,

por lo tanto tienen estrecha relación inversa, a mayor nubosidad menor brillo solar. Es una

característica limitante debe tomarse en cuenta para estudios y planificaciones. Se

establece que las características de nubosidad en la zona del estudio están en 8 octavas,

esto durante la mayor parte de los meses del año.

44

3.1.3.5. Vientos

La velocidad del viento es de 1,0 m/s, durante la mayor parte del año. Las velocidades del

viento en el área de estudio son de muy baja intensidad, pese a que en la época seca del año

se registran las mayores velocidades del viento con un importante periodo de calma.

3.1.3.6. Balance hídrico

En la zona del proyecto, el balance hídrico presenta el siguiente comportamiento, el mismo

que ha sido calculado tomado en cuenta en un período de observación de 8 años:

Tabla N° 8 Balance hídrico

VARIABLE E F M A M J J A S O N D

A

N

U

A

L

Precipitación 357,4 476,6 534,1 547,2 217,8 65,8 28,6 32,9 52,3 43,9 56,9 122,7

2 5 3 6 , 2

Evapot. Pot. 15,9 16,3 24,3 25,7 15,5 10,4 12,6 16,1 13,7 11,4 11,7 12,3

1 8 5 , 9

Almace-

namiento 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

1 2 0 0

Evapot. Real 15,9 16,3 24,3 25,7 15,5 10,4 12,6 16,1 13,7 11,4 11,7 12,3

1 8 5 , 9

Déficit 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Exceso 341,5 460,3 509,8 521,5 202,3 207,4 53,2 16,8 38,6 32,5 45,2 110,4

2 5 3 9 , 5


45

Como se observa, el clima en la zona del proyecto corresponde a superhúmedo sin déficit

de agua, con un exceso de 2539 mm/año.

Período de diseño 3.1.4.

Por el tipo de obras que son parte integral del Complejo Ambiental del Relleno Sanitario

del cantón Santo Domingo, se requiere períodos diferentes de diseño para cada uno de los

componentes del sistema (Obras civiles, equipos, relleno sanitario, vías, etc.). Frente a la

problemática de los desechos sólidos del cantón Santo Domingo, se ha considerado un

período de diseño a largo plazo desde 2011, considerado el horizonte de diseño del estudio

realizado por Fundación Natura, hasta el año 2025, tomando como base la población del

año 2010; pero por consideraciones de acuerdo al inicio de operaciones en el relleno, se

toma en cuenta al año 2013 para el presente estudio.

Población 3.1.5.

Para los datos poblacionales se han considerado todos los datos según la información

proporcionada por el VI Censo de Población y V de Vivienda realizado en noviembre de

2010, la situación socio-económica de la comunidad, la influencia de las migraciones y de

otros aspectos que tienen incidencia en el desarrollo demográfico.

Tabla N° 9 Aspectos socioeconómicos del cantón Santo Domingo

Población 368013

Tasa de crecimiento 2,76%

Extensión territorial 3805,1 km2

Densidad Poblacional 96,7 habitantes/ km2

Viviendas particulares ocupadas

con personas presentes 94023 viviendas

Habitantes por viviendas ocupadas 3,9 habitantes


46

Para la proyección de la población se ha utilizado la información brindada en la página

web del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos INEC, de acuerdo a los datos del

último censo realizado en el país en al año 2010, en donde se informa que la población de

Santo Domingo es de 368013, convirtiéndole a este cantón en la cuarta ciudad más poblada

del Ecuador.

Con los datos de población de los años 2001 (287018 habitantes) y 2010 (368013

habitantes) se tiene una tasa de crecimiento poblacional para Santo Domingo de 2,76%

anual, la misma que será adoptada para cálculos de la población futura.

Tabla N° 10 Proyección de la población

Año Población Tasa de

crecimiento

2011 378170 2,76

2012 388608 2,76

2013 399333 2,76

2014 410355 2,76

2015 421681 2,76

2016 433319 2,76

2017 445279 2,76

2018 457568 2,76

2019 470197 2,76

2020 483175 2,76

2021 496510 2,76

2022 510214 2,76

2023 524296 2,76

2024 538766 2,76

2025 553636 2,76


47

De acuerdo al estudio presentado por Fundación Natura cuya base es el estudio realizado

por IDOM, la generación per-cápita total en Santo Domingo para el período 2008 y 2018

se encuentra entre 0,86 y 0,95 kg/hab*día, la misma que se justifica en el hecho de que se

trata de un cantón que presenta una intensa actividad comercial que induce a sus

pobladores a generar mayores cantidades de residuos y porque parte de la dieta alimentaria

se basa en vegetales que generan bastante peso, como es el caso del plátano.

Siguiendo la misma lógica de proyección, realizada por Fundación Natura, se ha procedido

a estimar la generación per cápita (GPC) para el resto del período de diseño.

Tabla N° 11 Proyección de la generación Per-cápita


crecimiento

GPC Residuos

kg/hab.día

2011 378170 2,76 0,85

2012 388608 2,76 0,85

2013 399333 2,76 0,86

2014 410355 2,76 0,86

2015 421681 2,76 0,87

2016 433319 2,76 0,87

2017 445279 2,76 0,87

2018 457568 2,76 0,88

2019 470197 2,76 0,88

2020 483175 2,76 0,89

2021 496510 2,76 0,89

2022 510214 2,76 0,89

2023 524296 2,76 0,90

2024 538766 2,76 0,90

2025 553636 2,76 0,91


48

Generación de residuos sólidos 3.1.6.

De acuerdo con los datos de población (2010) y generación per-cápita y la información

base del estudio realizado por Fundación Natura, cuya base es el Estudio realizado por

IDOM, se establece las siguientes cantidades de residuos generados:

Tabla N° 12 Generación de residuos sólidos


crecimiento

GPC

Residuos

kg/hab.día

Residuos

Generados

kg/día

Residuos

Generados

ton/día

2011 378170 2,76 0,85 321444,63 321,44

2012 388608 2,76 0,85 330316,51 330,32

2013 399333 2,76 0,86 343426,57 343,43

2014 410355 2,76 0,86 352905,15 352,91

2015 421681 2,76 0,87 364753,73 364,75

2016 433319 2,76 0,87 376554,21 376,55

2017 445279 2,76 0,87 388728,22 388,73

2018 457568 2,76 0,88 401287,40 401,29

2019 470197 2,76 0,88 414243,72 414,24

2020 483175 2,76 0,89 427609,54 427,61

2021 496510 2,76 0,89 441397,61 441,40

2022 510214 2,76 0,89 455621,04 455,62

2023 524296 2,76 0,90 470293,36 470,29

2024 538766 2,76 0,90 485428,52 485,43

2025 553636 2,76 0,91 501040,89 501,04


La composición de los residuos sólidos de acuerdo al estudio presentado por Fundación

Natura, basado en el estudio de IDOM, para Santo Domingo, es la siguiente:

49

Tabla N° 13 Composición de residuos sólidos en Santo Domingo

MATERIAL PORCENTAJE %

Materia Orgánica 68,16

Papel-Cartón 10,40

Plástico 10,00

Vidrio 1,48

Metales 1,18

Otros 8,78

TOTAL 100,00


El Gráfico N° 23 se muestra la cantidad de composición porcentual según la clase de

materiales conformados de los residuos sólidos del cantón.

Gráfico N° 23 Composición porcentual de residuos sólidos en Santo Domingo


Tomando como base el estudio de Fundación Natura y de la IDOM, los residuos sólidos en

Santo Domingo, tienen el siguiente origen:

68,16%

10,40%

10%

1,48%1,18%

8,78%

Materia Orgánica

Papel-Cartón

Plástico

Vidrio

Metales

Otros

50

Tabla N° 14 Clasificación de residuos por su origen de generación

Año

Residuos

Generados

ton/día

Domiciliarios

(83,38 %)

Barrido

(1,35%)

Mercados

(5,78%)

Industriales

(8,95%)

Camales

(0,40%)

Hospitalarios

No infeccioso común

(0,05%)

2011 321,44 268,02 - - - - -

2012 330,32 275,42 4,46 19,09 29,56 1,32 0,17

2013 343,43 286,35 4,46 19,85 30,74 1,37 0,17

2014 352,91 294,25 4,76 20,40 31,59 1,41 0,18

2015 364,75 304,13 4,92 21,08 32,65 1,46 0,18

2016 376,55 313,97 5,08 21,76 33,70 1,51 0,19

2017 388,73 324,12 5,25 22,47 34,79 1,55 0,19

2018 401,29 334,59 5,42 23,19 35,92 1,61 0,20

2019 414,24 345,40 5,59 23,94 37,07 1,66 0,21

2020 427,61 356,54 5,77 24,72 38,27 1,71 0,21

2021 441,40 368,04 5,96 25,51 39,51 1,77 0,22

2022 455,62 379,90 6,15 26,33 40,78 1,82 0,23

2023 470,29 392,13 6,35 27,18 42,09 1,88 0,24

2024 485,43 404,75 6,55 28,06 43,45 1,94 0,24

2025 501,04 417,77 6,76 28,96 44,84 2,00 0,25


Los residuos sólidos comunes, que se recolectan en Santo Domingo en la actualidad

corresponden al 82,5 %, de los residuos generados por los habitantes del cantón, los

mismos que ingresarán al Complejo Ambiental.

51

Tabla N° 15 Cantidad de residuos que ingresarán al Complejo Ambiental

Año Residuos

Generados ton/día

Residuos Recolectados

ton/día

Residuos Recolectados

ton/año % Recolección

2011 321,44 265,19 96794,35 82,50

2012 330,32 275,81 100670,65 83,50

2013 343,43 290,20 105923,00 84,50

2014 352,91 301,73 110131,45 85,50

2015 364,75 315,51 115161,15 86,50

2016 376,55 329,48 120260,20 87,50

2017 388,73 344,02 125567,30 88,50

2018 401,29 359,15 131089,75 89,50

2019 414,24 374,89 136834,85 90,50

2020 427,61 391,26 142809,90 91,50

2021 441,40 408,29 149025,85 92,50

2022 455,62 426,01 155493,65 93,50

2023 470,29 444,43 162216,95 94,50

2024 485,43 463,58 169206,70 95,50

2025 501,04 483,50 176477,50 96,50


Gráfico N° 24 Cantidad gráfica de residuos recolectados que ingresarán al Complejo Ambiental


0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

Residuos Recolectados ton/año

52

3.2. Modelo matemático para el cálculo productivo de biogás

El modelo matemático que influye para el cálculo de la producción de biogás generado en

el Complejo Ambiental del Relleno Sanitario del cantón Santo Domingo, se utilizará la

Versión 1.0 del modelo de producción de biogás para estimar su generación en rellenos o

vertederos de desechos en Ecuador (Ecuador LFG Model).

El desarrollo del modelo específico de biogás de Ecuador es una extensión del modelo de

biogás de México desarrollado por SCS Engineers bajo contrato con la Agencia de

Protección Ambiental de Estados Unidos (USEPA) en el año 2003.

El modelo fue recalibrado basado en la experiencia obtenida mediante la ejecución de dos

estudios de pre factibilidad y ensayos de bombeo de gas llevados a cabo en el relleno Las

Iguanas (Guayaquil) y relleno Pichacay (Cuenca) en marzo y abril 2007. Adicionalmente a

los informes de evaluación de tres sitios, Chabay (Azogues), El Valle (Cuenca) y Loja.

Este modelo requiere que se ingresen datos específicos del sitio sobre los años de inicio y

cierre del mismo, tasas de disposición de desechos, precipitación promedio anual y

eficiencia en la captación del gas.

Ecuación 1 – Modelo de decaimiento de primer orden 3.2.1.

El modelo de biogás de Ecuador se desarrolla en una hoja de Microsoft Excel basado en

una ecuación matemática de decaimiento de primer orden, la cual asume que la generación

de biogás está en su punto más alto después de un determinado tiempo que representa el

periodo previo a la generación de metano. Las matemáticas de decaimiento de primer

orden de este modelo se expresan de la siguiente manera:

Q�� 1%��

��

��. ��

53

Donde:

Q: Cantidad total de biogás generado (Metros Cúbicos Normales).

n: Número total de años modelados.

t: Tiempo en años desde que los desechos fueron depositados.

t lag: Tiempo estimado entre la disposición de desechos y la generación de metano.

% vol: Porcentaje volumétrico estimado de metano en el biogás.

L 0: Volumen estimado de metano generado por tonelada de desecho sólido.

k: Tasa estimada de decaimiento de desecho orgánico.

M : Masa de desechos colocados en el lugar en año t (toneladas).

Datos principales para estimar la generación y recuperación del biogás 3.2.2.

El biogás se genera por la descomposición de desechos sólidos orgánicos en un sitio de

disposición final y puede ser recuperado bajo la operación de un sistema de captación de

biogás construido en el sitio.

Por ello para estimar la generación de biogás se requiere de la siguiente información:

a) Cantidad de desechos depositados en el sitio, o el índice de aceptación anual

estimado: Ver en la Tabla N° 15.

b) La tasa de decaimiento de los desechos (k) y el potencial de generación de metano

en los desechos (L0):

• Variable “k”: es la fracción de los residuos que se degradan y producen metano en un

año. La variable “k”, el ritmo al que la fracción orgánica de desechos se degrada

dentro de la masa de desechos, puede variar entre 0.1 y 0.01. Esta amplia variación (un

factor de 10) resulta de la disponibilidad de carbono orgánico en los desechos y

depende del contenido de humedad de los mismos.

54

• Variable “L 0”: es la cantidad de metano estimada que una tonelada de residuos puede

producir en cierto tiempo, el valor de L0 está en función del contenido orgánico en los

residuos. El bajo contenido de humedad en los residuos podría limitar L0.

Por lo tanto en ambas variables, la disponibilidad de carbono orgánico desempeña un papel

clave en la cantidad de biogás generado y esta es una función de la condición de los

desechos.

Determinar los valores exactos para ambos k y L0 requiere un conocimiento detallado de

los insumos de desechos en el sitio, las condiciones biológicas del vertedero. Las

aportaciones de desechos de comunidades específicas, las condiciones ambientales, el

historial generado durante un número de años de extracción de gas de sitios similares

pueden utilizarse para ajustar empíricamente los valores de k y L0.

El modelo proporciona valores predeterminados para k y L0. Los valores predeterminados

están basados en datos específicos obtenidos de vertederos en Ecuador como resultado de

la cooperación técnica de la Asociación de Metano a Mercados (M2M) con el país. La

siguiente tabla muestra los valores predeterminados de L0 y k para el modelo de Ecuador:

Tabla N° 16 Tabla de revisión para k y L0

Precipitación

(mm/año)

k

Desecho con

Comida media

(=<50%)

k

Desecho con

Comida alta

(=>65%)

L0

(m3/Ton Métrica)

Desecho con Comida

media (=<50%)

L0

(m3/Ton Métrica)

Desecho con Comida

alta (=>65%)

0 0,040 0,043 60 62

250 0,050 0,053 80 83

500 0,065 0,69 84 87

1000/saturado 0,080 0,085 84 87

2000/saturado 0,080 0,085 84 87

Fuente: Siliezar, C., y Urquizo, R. (2009). Manual de Usuario para el Modelo de Biogás de Ecuador. Carbon Trade Ltd Latinoamérica para Eastern Research Group, Agencia de Protección del Ambiente de los Estados Unidos (U.S. EPA). Washington, D.C.

55

La tabla de revisión define los valores de k y L0 de diferentes composiciones de desechos y

de diferentes zonas de precipitación pluvial.

Para el caso en el estudio se tiene un valor normal de precipitación anual de 2536,2 mm,

siendo el valor próximo el de 2000 mm al año; si tomamos el valor de “k” y “L0” con

valores de desechos con comida alta (orgánicos) (=>65%), debido a que se presenta alta

carga orgánica en el sitio y el origen de generación de residuos domiciliarios son altos,

entonces corresponden los siguientes datos:

Tabla N° 17 Valores determinados de k y L0 para el cálculo de generación de biogás en el estudio

Precipitación

(mm/año)

k

Desecho con Comida alta

(=>65%)

L 0

(m3/Ton Métrica) Desecho

con Comida alta (=>65%)

2000/saturado 0,085 87

Fuente: Siliezar, C., y Urquizo, R. (2009). Manual de Usuario para el Modelo de Biogás de Ecuador. Carbon Trade Ltd Latinoamérica para Eastern Research Group, Agencia de Protección del Ambiente de los Estados Unidos (U.S. EPA). Washington, D.C. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

c) La eficiencia del sistema de captación de biogás

El modelo de biogás calcula cuánto biogás (o metano) está generando el relleno. Esto no

significa que todo el biogás generado pueda captarse. Es habitual aplicar un valor de

“Eficiencia de Captación” que estima el porcentaje del metano generado que puede ser

captado.

La eficiencia de captación varía dependiendo de la construcción del sitio y el nivel de agua

(lixiviado) dentro del mismo. El diseño de pozos de captación de gases también afectará la

eficiencia de captación.

El modelo de Ecuador contiene una tabla de referencia con valores de eficiencia de

captación predeterminados. Estos valores se utilizarán en el presente estudio.

56

Este modelo sugiere que pozos verticales u horizontales instalados mientras se colocan los

desechos pueden poseer la mayor eficiencia de recolección. Sin embargo también se puede

hacer uso de chimeneas pasivas. Por otro lado este modelo también depende de la

tecnología aplicada para la capa de cobertura del sitio. A continuación se presenta valores

para la eficiencia de captación del gas:

Tabla N° 18 Eficiencia de captación de biogás

Técnica de Captación

Capa de Cobertura

Arcilla

Saturada/Geomembrana Arcilla No Saturada

Pozos Perforados

Verticales / Colectores

Horizontales

80% 70%

Chimeneas Pasivas

(existentes) Convertidas 60% 40%

Fuente: Siliezar, C., y Urquizo, R. (2009). Manual de Usuario para el Modelo de Biogás de Ecuador. Carbon Trade Ltd Latinoamérica para Eastern Research Group, Agencia de Protección del Ambiente de los Estados Unidos (U.S. EPA). Washington, D.C.

Debido a que algunos sitios pueden cumplir con las condiciones de ambas columnas

“Acilla Saturada” y “Arcilla No-Saturada” dependiendo de la temporada (seca o húmeda),

la eficiencia de captación debe ser calculada basada en la proporción del tiempo que la

capa de cobertura espera satisfacer cada condición. Para fines del presente estudio se

considera una eficiencia de recolección del 70%, cuyo valor aplica a capa de cobertura de

arcilla no saturada por tratarse de un clima relativamente húmedo en sitio, y con la

aplicación de pozos perforados verticales.

d) Años de operación a la fecha y años que se planea continuar operando

El relleno tiene un período de diseño a largo plazo desde 2011, pero por inicio de

operaciones se toma en cuenta al año 2013 (mes agosto) para el presente estudio,

considerado el horizonte de diseño del relleno sanitario realizado por Fundación Natura, el

57

cual se tiene previsto que posiblemente perdure hasta el año 2025 de operatividad para el

almacenamiento de los residuos del cantón.

e) Composición de biogás

La composición del biogás es asumida por el modelo, aproximadamente 50% de gas

metano (CH4) y 50% otros gases (Dióxido de carbono, Nitrógeno, Oxígeno, etc.).

A partir de toda la información necesaria y con los datos obtenidos anteriormente, se

procede a utilizar la Versión 1.0 del modelo de producción de biogás para estimar su

generación en rellenos de desechos en Ecuador (Ecuador LFG Model), en este caso para el

Complejo Ambiental del Relleno Sanitario del cantón Santo Domingo.

Este programa está desarrollado en Microsoft Excel, el cual consta de tres hojas; las

mismas que poseen los siguientes nombres y funciones respectivos:

• Entrada: Esta hoja es para ingresar los datos mínimos del relleno para el cálculo de

generación y recuperación del biogás.

• Resultados-Tabla: en esta segunda hoja es para visualizar los resultados calculados

con los datos ingresados en la hoja anterior mediante una tabla.

• Resultados-Gráfica: Esta es la última hoja, para ver los resultados calculados

anteriormente mediante una gráfica.

58

3.3. Características de la central de generación eléctrica

Capacidad de la potencia eléctrica 3.3.1.

Después de haber estudiado a las diferentes tecnologías disponibles para la generación de

energía eléctrica con biogás, se ha preferido por aplicar el motor de combustión interna,

por lo que presenta mejores características en comparación a la turbina de gas y las celdas

de combustible, así como también por tratarse de un tipo de central que se estima que es de

baja potencia.

Con la obtención de datos proyectados sobre la estimación de la cantidad de biogás

generado en el Complejo Ambiental del Relleno Sanitario del cantón Santo Domingo se

puede calcular la potencia eléctrica neta para cada año de generación de biogás; para

aquello lo primordial es convertir la cantidad de volumen de biogás en potencia eléctrica

por medio del potencial energético del biogás, considerándose las siguientes

características:

• Cada m3 de biogás generado en el relleno aproximadamente contiene 50% de metano

(CH4).

• 1 m3 de metano se traduce en una energía de 9,97 kWh.

• Con estos datos se obtiene que:

Pot.EnergéticodeBiogás�9,97kWh/12 ∗ 50%

Pot.EnergéticodeBiogás�5kWh/12 (3.2)

• Según Eastern Research Group, Inc., y Carbon Trade, Ltd. (2007, p.15) sostuvieron

que “la eficiencia eléctrica de los motores de combustión interna representa

aproximadamente el 38%”, considerado para el estudio.

Entonces, al tomar en cuenta estos datos anteriores, se calcula la potencia eléctrica bruta y

neta de la siguiente manera:

59

PotenciaEléctricaBruta�Volumendebiogás*5kWh/12 (3.3)

PotenciaEléctricaNeta�PotenciaEléctricaBruta ∗ 38% (3.4)

Debido a fines de estudio económico y el tiempo promedio de vida útil estimada de las

centrales a biomasa y biogás; la vida útil de la central será de aproximadamente 20 años,

por esta razón el cálculo de la potencia eléctrica neta se realiza hasta el año 2034, tomando

al año base desde el 2014.

Factor de planta 3.3.2.

Conocido también como factor de utilización de una central, es la relación entre la energía

eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores, durante un intervalo de

tiempo determinado y la energía que habría sido producida si este generador o conjunto de

generadores hubiese funcionado durante ese intervalo de tiempo, a su potencia máxima

posible en servicio. Se expresa generalmente en por ciento. En la siguiente tabla se

presentan los factores de planta para las diferentes tecnologías de generación eléctrica:

Tabla N° 19 Factores de planta para diferentes tecnologías de generación eléctrica

Tecnología Factor de Planta

Hidroeléctrica <40MW 0,6

Eólica 0,3

Geotermia 0,9

Solar 0,25

Biomasa 0,85

Mareomotriz (olas) 0,4

Fuente: Ulloa, H. (2008). Ley de fomento a las ERNC. http://web.ing.puc.cl/~power/alumno08/renewables/evaluacion.html.

Para el caso actual específico sobre las centrales a biogás, se encuentran dentro de las

centrales de biomasa, por lo que se tomará como dato a este valor correspondiente y se

encuentra dentro de lo revisado por otras referencias en los tipos de energías renovables.

60

Frente a esto se observa que existe un valor promedio superior respecto a las demás

tecnologías, salvo la geotermia.

Potencia firme 3.3.3.

Es la máxima potencia que se puede generar a un nivel muy elevado de seguridad, incluso

en periodos críticos (como las horas punta que son los momentos con mayor demanda

eléctrica); considerando la posible escasez de los insumos necesarios que pudiese existir.

Así, por ejemplo, la potencia firme en las centrales hidráulicas depende de los caudales

mensuales de agua y en las centrales térmicas de la provisión de gas u otros insumos.

Existe una remuneración en algunos países para el caso de las centrales eléctricas de tipo

renovables por la garantía de potencia firme, pero en el Ecuador esto no ocurre, no existe

ningún pago por disponibilidad de potencia.

Producción de energía eléctrica media anual 3.3.4.

Al conocer la potencia eléctrica neta en lo que se obtiene a través de la generación eléctrica

con el biogás estimado del relleno sanitario después del cálculo respectivo, considerando

también las horas anuales de operación y el factor de planta de la central se puede calcular

la energía media anual de la siguiente forma:

EnergíaEléctricaMediaAnual�Pot.Elec.Net.*H.AnualOper.*F.Planta

EnergíaEléctricaMediaAnual�Pot.Elec.Net.*8760*0,85 (3.5)

61

Conexión a la red de distribución de energía eléctrica 3.3.5.

Las centrales de generación de energía eléctrica pueden conectarse al Sistema Nacional de

Transmisión, al sistema de algún distribuidor cercano, o a un sistema aislado; en el caso de

este estudio existe la posibilidad de ejecutarse la conexión a una red de distribución de

energía eléctrica trifásica de 13,8kV, propiedad de la CNEL EP SANTO DOMINGO, por

razones que se encuentra cercana al relleno sanitario, aproximadamente 1km de longitud

proyectada.

3.4. Planificación de la expansión de generación eléctrica

Una vez que se calcula la potencia eléctrica neta por año, se procede a encontrar la ruta

más apropiada posible para la expansión de generación, es decir, la potencia nominal de

cada generador eléctrico instalado de acuerdo a los resultados obtenidos. Para esto se

aplica el método de programación dinámica que sostuvo Hillier, F., y Lieberman, G.

(2006), por lo que se trata de “una técnica matemática útil para hacer una secuencia de

interrelacionados de decisiones y a su vez proporciona un procedimiento sistemático para

determinar la combinación óptima de decisiones”.

Este proceso se incluye en el siguiente capítulo, ampliando con más detalle para la

expansión de generación eléctrica.

3.5. Flujo de caja

Todo proyecto es la búsqueda de una solución inteligente y óptima al planteamiento de un

problema. Un proyecto de inversión se puede describir como un plan que, si se le asigna

determinado capital y se le proporcionan insumos de varios factores, podrá producir un

bien o un servicio, de gran beneficio al ser humano o a la sociedad en general; por lo tanto

sin rentabilidad financiera, no puede haber rentabilidad económica y social, debido a que

nadie invierte para perder.

62

El flujo de caja en un proyecto es un estado de cuenta que resume las entradas y salidas

efectivas de dinero a lo largo de la vida útil del proyecto, por lo que permite determinar la

rentabilidad de la inversión. La organización del flujo de caja se realiza en períodos

iguales. Normalmente, se divide la vida del proyecto en años, aunque esto depende de la

precisión de la información que se pueda obtener.

Para elaborar un flujo de caja, se trabaja bajo el supuesto de que todas las operaciones se

realizan o se cierran al final del período en que se proyecta, se consideran como ocurridos

el 31 de diciembre de cada año, si es que la división de la vida del proyecto se efectúa en

períodos anuales.

Costos del proyecto en estudio 3.5.1.

3.5.1.1. Costos de inversión

En la determinación del costo de inversión que tendrá el presente estudio, viene

relacionado directamente del resultado que se obtenga del método de programación

dinámica, es decir, al obtener la ruta óptima con el mínimo costo de inversión se podrá

conocer las unidades de generación que se implementarán después en la expansión de los

generadores eléctricos, con ello se obtiene el costo de inversión esperado, añadiendo a esto

la inversión del título habilitante con el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), el

costo del sistema de extracción de biogás, construcción civil, construcción eléctrica de la

subestación elevadora de voltaje y conexión a la red de distribución de energía eléctrica,

puesta en marcha de los equipos e imprevistos.

3.5.1.2. Costos de operación y mantenimiento

Los costos para la operación y mantenimiento de la central de generación serán tomados en

cuenta en el capítulo del estudio económico y financiero, desglosando a la mano de obra

directa, mano de obra indirecta. Además, por comparaciones de otros proyectos similares,

han sido considerados del estudio realizado para el relleno sanitario el Valle en Cuenca-

63

Ecuador sostenido por Eastern Research Group, Inc., y Carbon Trade, Ltd. (2007), los

siguientes costos relevantes tabulados para este tipo de central:

Tabla N° 20 Costos relativos por operación y mantenimiento

Aspectos Costos

Costo de Operación y Mantenimiento $USD 0,013/kWh exportado

Mantenimiento del Sistema de Biogás 3% de costo inicial por año

Fuente: Eastern Research Group, Inc., y Carbon Trade, Ltd. (2007). Evaluación del Potencial de Biogás del Relleno El Valle, Cuenca, Ecuador. U.S. Environmental Protection Agency Landfill Methane Outreach

Program. Cuenca-Ecuador. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Ingresos 3.5.2.

En el presente caso con el empleo del biogás, los posibles ingresos que se pueden obtener

al entrar en funcionamiento la central de generación eléctrica de tipo renovable en el país

son: por venta de energía eléctrica y venta de bonos de carbono, con más detalle se analiza

cada uno de estos a continuación.

3.5.2.1. Venta de energía eléctrica

Es uno de los más importantes ingresos que cuenta una central eléctrica de este tipo, hasta

la fecha de investigación de este proyecto, CONELEC ha establecido que el precio por

venta de energía renovable proveniente de biogás es de $0,1105 USD/kWh; sin embargo

debido a fluctuaciones de precios se ha considerado a un costo de $0,089 USD/kWh.

Tomando en cuenta a partir del décimo primer año del proyecto, el índice de inflación

hasta la presente fecha se establece en un 4,19% anual según fuente del Banco Central del

Ecuador. Según lo establecido por el CONELEC, para este tipo de proyectos el contrato

tiene un periodo de duración de 15 años que se contabilizará a partir de la suscripción del

Título Habilitante o Registro; por lo cual se suscribirá un contrato en condiciones similares a

las establecidas y se lo renovará hasta cumplir los 20 años de permanencia del proyecto a partir

de la fecha en estudio (2014).

64

3.5.2.2. Venta de bonos de carbono

3.5.2.2.1. Protocolo de Kyoto

Según Carbon Trade Watch (2014) sostiene que “para responder a la amenaza del cambio

climático, la ONU aprobó en 1997 el protocolo de Kyoto, que fue ratificado por 156 países

y, finalmente, rechazado por los mayores contaminantes del mundo: Estados Unidos y

Australia”. Este tratado establece como objetivo reducir un 5,2% las emisiones de Gases de

Efecto Invernadero (GEI) globales sobre los niveles de 1990 en países desarrollados o

industrializados para el periodo 2008-2012. El comercio de emisiones, el principal

mecanismo para alcanzar esta meta, fue impulsado por los Estados Unidos a raíz de la

fuerte presión de las grandes empresas. El acuerdo divide y privatiza la atmósfera como si

fueran parcelas e instituye un mecanismo de compra y venta de permisos de contaminación

como si se tratara de una mercancía cualquiera.

El protocolo fue inicialmente adoptado el 11 de diciembre de 1997 en Kyoto, Japón, pero

no entró en vigor hasta el 16 de febrero de 2005. En noviembre de 2009, eran 187 estados

los que ratificaron el protocolo, EEUU mayor emisor de gases de invernadero mundial, no

ha ratificado el protocolo.

Este es el único mecanismo internacional para empezar a hacer frente al cambio climático

y minimizar sus impactos. Para ello, contiene objetivos legalmente obligatorios para que

los países industrializados reduzcan las emisiones de los 6 gases de efecto invernadero de

origen humano como bióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido nitroso (N2O),

además de 3 gases industriales fluorados: hidrofluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos

(PFC) y hexafluoruro de azufre (SF6).

3.5.2.2.2. Venta de certificados de reducción de emisiones (CERs)

Según Finanzas Carbono (2014) afirma que “el Mecanismo para un Desarrollo Limpio

(MDL) es el mecanismo de flexibilidad del protocolo de Kyoto mediante el cual los países

65

en desarrollo pueden participar del esfuerzo global de mitigación del cambio climático”. A

través de esta iniciativa, estos países reciben un flujo de recursos por la ejecución de

proyectos que reducen emisiones de GEI; los recursos se originan en la venta de

certificados de reducción de emisiones llamados CERs (Certified Emission Reductions).

La demanda de CERs proviene de la necesidad de los países (países desarrollados que son

partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático

CMNUCC) de reducir sus emisiones de GEI en el marco de los compromisos cuantitativos

de reducción o limitación de emisiones asumidos mediante la firma de Kyoto. El protocolo

permite a las empresas radicadas en los países, a cumplir con sus metas de mitigación

adquiriendo permisos de emisión de otros países o bien financiando proyectos de

mitigación en países de Europa del Este, o, también, en países en desarrollo (en este último

caso, a través del MDL). Por lo tanto, los principales demandantes de CERs son gobiernos

de países y las empresas radicadas en países regulados que buscan acreditar cumplimiento

de metas.

Según Astudillo, A., y Diario La Tercera (2012) sostuvieron que “en base a datos de

Barclays Capital, el precio promedio para los CERs en el mercado retrocedió desde 23

euros, en agosto de 2008, a un promedio de cuatro euros en marzo de 2012. En enero

marcó su mínimo histórico, con un valor de 3,28 euros. Sin embargo, la situación de

precios no mejoraría al menos hasta 2020. Según Barclays, el precio promedio estimado

para los CERs en 2012 y 2013 será de cuatro euros, y de siete euros para 2014. Hasta el

2020, esto se acercaría a 10 euros por tonelada de CO2”. Para realizar la conversión de

moneda a dólar, se considera que el euro en la actualidad equivale a un promedio de $1,29.

El ingreso por venta de bonos de carbono ayuda adquirir fondos para el financiamiento de

un proyecto de energía renovable, cada CERs atribuye a un crédito otorgado por la

reducción de emisión de una tonelada de CO2 equivalente (TCO2eq). Para estimar y lograr

con el cálculo de las reducciones de emisiones anuales se considera la siguiente ecuación:

TCOJKL�EFMNOP ∗ EKQKR (3.6)

66

Donde:

TCO2eq: Reducción de emisión de toneladas equivalentes de dióxido de carbono.

EFgrid: Factor de emisión de red para el Ecuador

Eelec: Cantidad de energía eléctrica generada anualmente en MWh.

Según el Ministerio del Ambiente de Ecuador (2013) presentó en su informe 2013, el

factor de emisión de red EFgrid del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador,

determinando como valor a 0,6071 t CO2/MWh para el año 2013 en referencia a las

energías renovables. Este factor de emisión se lo establece anualmente por el organismo

gubernamental; a razón de estudio se lo considerará constante por lo que el factor del

presente año aún no se ha regulado.

Evaluación económica 3.5.3.

El estudio de la evaluación económica es la parte final de toda la secuencia de análisis de

la factibilidad de un proyecto. Si no han existido contratiempos, se sabrá hasta este punto

que existe un mercado potencial atractivo; se habrán determinado un lugar óptimo para la

localización del proyecto y el tamaño más adecuado para este último, de acuerdo con las

restricciones del medio; se conocerá y dominará el proceso de producción, así como todos

los costos en que se incurrirá en la etapa productiva; además, se habrá calculado la

inversión necesaria para llevar a cabo el proyecto.

Para determinar si una inversión presenta rentabilidad económica en un futuro existen

algunos métodos, en este caso se utilizan métodos que se toma en cuenta el valor del

dinero en el tiempo así como el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno

(TIR).

3.5.3.1. Valor actual neto (VAN)

Es el valor monetario que resulta de restar la suma de los flujos descontados a la inversión

inicial.

67

Fórmula a utilizarse es:

VAN= � FFP(1 + T)� − V

W

XYZ(�. [)

Donde:

VAN : Valor actual neto.

FFP: Flujo de fondos proyectados.

i= Tasa de descuento.

t: Periodo de tiempo del proyecto.

I 0: Inversión Inicial.

La regla del valor actual neto dice que se deben aceptar proyectos de inversión que tienen

valores actuales netos positivos, es decir que se aceptan proyectos cuyos flujos traídos a

valor actual generen más ingresos que egresos, entonces:

• Si VAN>0, es porque ha cumplido con la tasa de descuento y se ha generado un

beneficio adicional, por lo tanto se acepta el proyecto.

• Si VAN=0, es porque ha cumplido con la tasa de descuento y refleja que el proyecto

cumple con lo justo a la exigencia de la inversión, por lo que la aceptación o rechazo

del proyecto es opcional.

• Si VAN<0 es porque no ha llegado satisfacer con la tasa de descuento y representa a la

cantidad restante para que el proyecto aplique a lo exigido por la inversión.

3.5.3.2. Tasa interna de retorno (TIR)

Es la tasa de descuento por la cual el VAN es igual a cero, representa la tasa de interés más

alta que un inversionista podría pagar sin perder dinero. En términos más específicos, la TIR

de la inversión es la tasa de interés a la que el valor actual neto de los costos (los flujos de

caja negativos) de la inversión es igual al valor presente neto de los beneficios (flujos

positivos de efectivo) de la inversión.

68

Las tasas internas de retorno se utilizan habitualmente para evaluar la conveniencia de las

inversiones o proyectos. Cuanto mayor sea la tasa interna de retorno de un proyecto, más

deseable será llevar a cabo el proyecto. La fórmula para calcular es la siguiente:

0= � FFP(1 + \)� − V

W

XYZ(�. ])

Donde:

VAN : Valor actual neto.

FFP: Flujo de fondos proyectados.

r= Tasa interna de retorno.

t: Periodo de tiempo del proyecto.

I 0: Inversión Inicial.

Es importante considerar que si r ≥ i tasa de descuento, se acepta el proyecto; en cambio, si

r < i tasa de descuento, se rechaza el proyecto.

3.5.3.3. Periodo de recuperación (PAYBACK)

Se define como el número esperado de años que se requieren para recuperar una inversión

original (el costo del activo), es el método más sencillo y el método formal más antiguo

utilizado para evaluar los proyectos de presupuesto de capital.

Para calcular el periodo de recuperación en un proyecto, sólo se añaden los flujos de

efectivo esperados de cada año hasta que se recupere el monto inicialmente invertido en el

proyecto. La cantidad total del tiempo, incluyendo una fracción de un año en caso de ser

apropiado, que se requiere para recobrar la cantidad original invertida es el periodo de

recuperación.

69

Costo no recuperado al inicio de la recuperación total del año

Flujos Totales de efectivo durante la recuperación total del año

Tabla N° 21 Flujos de efectivo para ejemplo del proyecto C y proyecto L

Flujos netos de efectivo después de impuestos esperados a futuro, FEt

Año (t) Proyecto C Proyecto L 0 -3,000.00 -3,000.00 1 1,500.00 400.00 2 1,200.00 900.00 3 800.00 1,300.00 4 300.00 1,500.00

FEt representa la inversión inicial, o el costo neto del proyecto.

Proyecto C: 0 1 2 3 4

-3,000 1,500 1,200 800 300

Proyecto L: 0 1 2 3 4

-3,000 400 900 1,300 1,500

Fuente: Scott, B., y Eugene, B. (2006). Fundamentos de Administración Financiera (12va Edición). México: McGraw-Hill/Interamericana Editores S.A. Capítulo 8.


El periodo de recuperación (PR) exacto puede determinarse mediante la siguiente fórmula:

PR = + (3.9)

La tabla anterior muestra que el periodo de recuperación del proyecto C oscila entre dos y

tres años, por lo tanto, el periodo de recuperación exacto es de:

PR = 2 + (300.00/800.00) = 2.4 años

Si se aplica el mismo procedimiento al proyecto L, se comprueba que el periodo de

recuperación es de 3.3 años. El empleo del periodo de recuperación para la toma de

decisiones de presupuesto de capital se basa en la idea de que siempre será mejor recuperar

Número de años antes de la recuperación total de la inversión original

70

el costo de (la inversión) un proyecto lo más rápido posible. Por tanto, el proyecto C se

considera mejor que el proyecto L porque tiene un periodo de recuperación más corto.

Como regla general, un proyecto se considera aceptable si su periodo de recuperación es

inferior al plazo máximo de recuperación de costos establecidos por la empresa.

Por ejemplo, si la empresa establece que los proyectos deberían tener un periodo de

recuperación de tres años o menos, el proyecto C sería aceptable, lo que no sucederá con el

proyecto L. Tanto para el proyecto C como para el proyecto L, el proceso que debe

seguirse para calcular dicho periodo se presenta en la siguiente tabla:

Tabla N° 22 Ejemplo de proceso de cálculo del periodo de recuperación

0 4

Flujo neto de efectivo 300

Flujo neto de efectivo acumulativo 800

0 4

Flujo neto de efectivo 1,500

Flujo neto de efectivo acumulativo 1,100

1 2 3

-3,000 1,500 1,200 800

-3,000 -1,500 -300 500

Proyecto L:

3

-3,000 -2,600 -1,700 -400

-3,000

1

400 900 1,300

2

Fuente: Scott, B., y Eugene, B. (2006). Fundamentos de Administración Financiera (12va Edición). México: McGraw-Hill/Interamericana Editores S.A. Capítulo 8.

El método del periodo de recuperación es muy sencillo; esto explica por qué razón ha sido

tradicionalmente una de las técnicas de presupuesto de capital más populares. Sin embargo,

este enfoque pasa por alto el valor del dinero a través del tiempo, por lo que la dependencia

exclusiva de este método puede conducir a la toma de decisiones incorrectas, por lo menos

si nuestra meta fuera la maximización del valor de la empresa.

71

CAPÍTULO IV

CÁLCULOS Y RESULTADOS TÉCNICOS

En los capítulos anteriores de acuerdo a la información inicial como datos puntuales del

Complejo Ambiental del relleno sanitario del cantón Santo Domingo, seguido de esto, la

metodología de modelación de generación de biogás en el relleno sanitario, cálculo para la

generación de energía eléctrica y la determinación de expansión de generación a través de

la programación dinámica, se complementa en este capítulo con los respectivos cálculos y

obtención de gráficas como resultados para establecer los posibles datos técnicos de la

generación de energía eléctrica en el relleno sanitario en estudio.

4.1. Modelación de biogás para el relleno sanitario de Santo Domingo

A través del Modelo de Biogás de Ecuador en la aplicación de Microsoft Excel, se

proyecta la generación de biogás en el relleno sanitario en estudio, a continuación se

describen cada uno de los resultados que se obtienen de esta modelación.

Ingreso de datos del relleno sanitario en la hoja entrada de Microsoft Excel 4.1.1.

Primeramente, al abrir el archivo en Microsoft Excel aparece una ventana de entrada del

modelo de biogás de Ecuador (Grafico N° 25) en la misma que se da clic en la opción

Continue para proseguir con el ingreso de datos considerados para la modelación de biogás

con la información de entrada del Complejo Ambiental del relleno sanitario del cantón

Santo Domingo.

72

Gráfico N° 25 Entrada a Microsoft Excel para la modelación de biogás de Ecuador

Fuente: Microsoft Excel - Modelo de Biogás de Ecuador.

73

Gráfico N° 26 Ingreso de datos para el cálculo y modelación de biogás


73

74

Resultados tabulados de la modelación de biogás en la hoja resultados-tabla de 4.1.2.

Microsoft Excel

En la siguiente Tabla N° 23 se presentan los resultados de las proyecciones de generación

y recuperación de biogás para el relleno sanitario del cantón Santo Domingo, después de

haber ingresado los datos correctamente en las celdas apropiadas del programa. Aquí se

muestra los datos como: el índice de disposición de los desechos, toneladas acumuladas,

generación de biogás, eficiencia del sistema de recolección y recuperación del biogás

existente/planeado.

A más de aquello, en los datos tabulados obtenidos se puede observar que el punto máximo

de generación de biogás corresponde a 1.979 m3/hr, pero con la eficiencia estimada del

sistema de recolección representa a 1.386 m3/hr de la recuperación de biogás del sistema

planeado en el año 2026. Esto ocurrirá un año después de haber culminado con el ingreso

de residuos sólidos al relleno sanitario, según la modelación de biogás.

75

Tabla N° 23 Resultados de proyecciones de generación y recuperación de biogás para el relleno sanitario del cantón Santo Domingo

Año

Índice de Disposición

Toneladas Acumuladas

Generación de Biogás Eficiencia del

Recuperación de Biogás del Sistema Existente/Planeado

Sistema de Recolección

(toneladas métricas/año)

(toneladas métricas) (m3/min) (m3/hr) (mmBTU/año) (%) (m3/min) (m3/hr) (mmBTU/año)

2013 44.488 44.488 0,0 0 0 70% 0,0 0 0 2014 110.131 154.619 1,3 75 11.769 70% 0,9 53 8.238 2015 115.161 269.780 4,3 255 39.945 70% 3,0 179 27.962 2016 120.260 390.040 7,2 429 67.156 70% 5,0 300 47.009 2017 125.567 515.608 10,0 597 93.499 70% 7,0 418 65.449 2018 131.090 646.698 12,7 761 119.099 70% 8,9 533 83.369 2019 136.835 783.532 15,3 920 144.073 70% 10,7 644 100.851 2020 142.810 926.342 17,9 1.077 168.533 70% 12,6 754 117.973 2021 149.026 1.075.368 20,5 1.230 192.580 70% 14,4 861 134.806 2022 155.494 1.230.862 23,0 1.382 216.312 70% 16,1 967 151.418 2023 162.217 1.393.079 25,5 1.532 239.821 70% 17,9 1.072 167.875 2024 169.207 1.562.285 28,0 1.681 263.193 70% 19,6 1.177 184.235 2025 176.478 1.738.763 30,5 1.830 286.510 70% 21,4 1.281 200.557 2026 0 1.738.763 33,0 1.979 309.850 70% 23,1 1.386 216.895 2027 0 1.738.763 30,3 1.818 284.601 70% 21,2 1.273 199.221 2028 0 1.738.763 27,8 1.670 261.409 70% 19,5 1.169 182.986 2029 0 1.738.763 25,6 1.534 240.108 70% 17,9 1.074 168.075 2030 0 1.738.763 23,5 1.409 220.542 70% 16,4 986 154.379 2031 0 1.738.763 21,6 1.294 202.570 70% 15,1 906 141.799 2032 0 1.738.763 19,8 1.189 186.063 70% 13,9 832 130.244 2033 0 1.738.763 18,2 1.092 170.901 70% 12,7 764 119.631

75

76

Continuación

2034 0 1.738.763 16,7 1.003 156.975 70% 11,7 702 109.883 2035 0 1.738.763 15,4 921 144.184 70% 10,7 645 100.928 2036 0 1.738.763 14,1 846 132.434 70% 9,9 592 92.704 2037 0 1.738.763 13,0 777 121.643 70% 9,1 544 85.150 2038 0 1.738.763 11,9 714 111.730 70% 8,3 500 78.211 2039 0 1.738.763 10,9 656 102.626 70% 7,6 459 71.838 2040 0 1.738.763 10,0 602 94.263 70% 7,0 422 65.984 2041 0 1.738.763 9,2 553 86.582 70% 6,5 387 60.607 2042 0 1.738.763 8,5 508 79.526 70% 5,9 356 55.668 2043 0 1.738.763 7,8 467 73.046 70% 5,4 327 51.132 2044 0 1.738.763 7,1 429 67.094 70% 5,0 300 46.965 2045 0 1.738.763 6,6 394 61.626 70% 4,6 276 43.138 2046 0 1.738.763 6,0 362 56.604 70% 4,2 253 39.623 2047 0 1.738.763 5,5 332 51.992 70% 3,9 233 36.394 2048 0 1.738.763 5,1 305 47.755 70% 3,6 214 33.429 2049 0 1.738.763 4,7 280 43.864 70% 3,3 196 30.705 2050 0 1.738.763 4,3 257 40.289 70% 3,0 180 28.203


76

77

Resultados en forma gráfica de la modelación de biogás en la hoja resultados-4.1.3.

gráfica de Microsoft Excel

El Modelo de Biogás de Ecuador también presenta los resultados de manera gráfica sobre

la proyección de generación y recuperación de biogás, en el Gráfico N° 27 se aprecia la

gráfica de los datos tabulados que se obtienen de la modelación de biogás, se representan

hasta el año 2050 en la gráfica para una mejor visualización, por esta razón se toman los

datos de tabla hasta el tiempo mencionado.

Gráfico N° 27 Gráfica de proyección de generación y recuperación de biogás

Fuente: Microsoft Excel - Modelo de Biogás de Ecuador

78

4.2. Cálculo de la capacidad de potencia eléctrica neta

Con la utilización de los valores obtenidos de la recuperación del biogás del sistema

existente/planeado en la Tabla N° 23 y mediante la aplicación de las ecuaciones (3.3) y

(3.4) citadas en el capítulo anterior, se calculan las potencias para cada año en proyección,

dando como resultado valores plasmados en la siguiente tabla:

Tabla N° 24 Resultados de cálculo de potencia eléctrica neta

Año Recuperación de Biogás del Sistema Existente/Planeado

Potencia Eléctrica

Bruta

Potencia Eléctrica

Neta (m3/min) (m3/hr) (kW) (kW)

2014 0,9 52,6 263 100

2015 3,0 178,6 893 339

2016 5,0 300,3 1502 571

2017 7,0 418,1 2091 794

2018 8,9 532,6 2663 1012

2019 10,7 644,3 3221 1224

2020 12,6 753,7 3768 1432

2021 14,4 861,2 4306 1636

2022 16,1 967,3 4837 1838

2023 17,9 1.072,4 5362 2038

2024 19,6 1.177,0 5885 2236

2025 21,4 1.281,2 6406 2434

2026 23,1 1.385,6 6928 2633

2027 21,2 1.272,7 6363 2418

2028 19,5 1.169,0 5845 2221

2029 17,9 1.073,7 5369 2040

2030 16,4 986,2 4931 1874

2031 15,1 905,9 4529 1721

2032 13,9 832,0 4160 1581

2033 12,7 764,2 3821 1452

2034 11,7 702,0 3510 1334 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

79

Gráfico N° 28 Resultados del cálculo de potencia eléctrica neta de manera gráfica


4.3. Cálculo de la energía eléctrica media anual

A través del cálculo con la ecuación (3.5) que incluye a 8760 horas anuales de operación,

al factor de planta correspondiente a 0,85 como dato para este tipo de centrales y el dato de

potencia eléctrica neta anual estimada, se tiene el resultado de la energía eléctrica media

anual en proyección:

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

PotenciaEléctrica Neta (kW)

80

Tabla N° 25 Energía eléctrica media anual

Año Potencia

Eléctrica Neta Energía Eléctrica

Anual (kW) (kWh)

2014 100 0 2015 339 2527157 2016 571 4248656 2017 794 5915216 2018 1012 7534795 2019 1224 9114827 2020 1432 10662260 2021 1636 12183600 2022 1838 13685004 2023 2038 15172313 2024 2236 16650951 2025 2434 18126084 2026 2633 19602703 2027 2418 18005323 2028 2221 16538111 2029 2040 15190458 2030 1874 13952622 2031 1721 12815655 2032 1581 11771336 2033 1452 10812117 2034 1334 9931062


81

Gráfico N° 29 Energía eléctrica media anual generada


4.4. Expansión de generación eléctrica

En esta etapa se detalla el proceso de cálculo del método de programación dinámica

influyendo en la expansión de unidades de generación eléctrica anual, aplicada en el

estudio para la toma de decisión o ruta óptima de la secuencia de interrelacionados de

decisiones.

Selección e identificación de las potencias nominales comerciales a utilizarse 4.4.1.

En la Tabla N° 26 se encuentran las potencias nominales comerciales seleccionadas para el

estudio de acuerdo a la sumatoria a fin de cumplir con la máxima potencia (Anexo E.).

0 5000000 10000000 15000000 20000000 25000000

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

Energía Anual (kWh)

82

Tabla N° 26 Potencias nominales comerciales seleccionadas para la programación dinámica

Modelo Revoluciones rpm Potencia Eléctrica kWe

G3412 1800 194

CG132-8 1800 400

CG132-12 1800 600

CG132-16 1800 800

G3516A+ 1200 1015

Fuente: Caterpillar (2013). Líneas de productos de grupos generadores a gas, http://www.catgaspower.com/Landfills.aspx?utm_source=google&utm_medium=sem&utm_campaign =CATEG199g. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Según Eastern Research Group, Inc., y Carbon Trade, Ltd. (2007, p.15) sostuvieron que “el

costo de capital por kW por equipo de generación de energía eléctrica con motor de

combustión interna es de $520 USD/kW”. Esto es para tener una referencia y realizar el

estudio económico así como también la parte de programación dinámica.

Tabla N° 27 Costo por equipo de potencias nominales comerciales escogidas Potencia Eléctrica

kWe

Costo de capital

$USD/kW

Costo de equipo

$USD

194 520 100880

400 520 208000

600 520 312000

800 520 416000

1015 520 527800


Número de combinaciones posibles 4.4.2.

Para conocer el número de las combinaciones posibles, se aplica la siguiente expresión:

2_= 32(`. �a�

83

De esta expresión, se determina el número de combinaciones posibles obteniendo como

resultado las 32 combinaciones, es decir, se pueden agrupar o relacionar una con otra

unidad de generación, el exponente 5 se refiere al número de generadores eléctricos.

Tabla N° 28 Combinaciones posibles de las potencias nominales comerciales seleccionadas

POTENCIAS NOMINALES kW

Estados 194 400 600 800 1015 Potencia

Total kW A B C D E 1 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 1 1015 3 0 0 0 1 0 800 4 0 0 0 1 1 1815 5 0 0 1 0 0 600 6 0 0 1 0 1 1615 7 0 0 1 1 0 1400 8 0 0 1 1 1 2415 9 0 1 0 0 0 400 10 0 1 0 0 1 1415 11 0 1 0 1 0 1200 12 0 1 0 1 1 2215 13 0 1 1 0 0 1000 14 0 1 1 0 1 2015 15 0 1 1 1 0 1800 16 0 1 1 1 1 2815 17 1 0 0 0 0 194 18 1 0 0 0 1 1209 19 1 0 0 1 0 994 20 1 0 0 1 1 2009 21 1 0 1 0 0 794 22 1 0 1 0 1 1809 23 1 0 1 1 0 1594 24 1 0 1 1 1 2609 25 1 1 0 0 0 594 26 1 1 0 0 1 1609 27 1 1 0 1 0 1394 28 1 1 0 1 1 2409 29 1 1 1 0 0 1194 30 1 1 1 0 1 2209 31 1 1 1 1 0 1994 32 1 1 1 1 1 3009


84

La palabra estados se denomina y representa a la potencia total, resultante de la agrupación

de una o más unidades de generación, como se puede apreciar en la tabla. Si se toma como

ejemplo al estado 6, significa que se combina a las unidades de generación de 600 kW y

1015 kW, con una potencia total de 1615 kW para ese estado.

Rutas y secuencia de interrelacionados de la programación dinámica 4.4.3.

Después de haber establecido las posibles combinaciones, se procede a encontrar las rutas

y secuencias de interrelacionados entre un año a otro de acuerdo a la potencia anual

estimada para cubrir con generación. En el Anexo F., se adjuntan las respectivas rutas

anuales combinadas según la potencia requerida.

Cálculo de los costos de inversión de generación por periodo 4.4.4.

El cálculo de los costos de inversión se realiza para cada periodo, es decir, de un año a

otro, de esta manera se expresan en tablas los valores de costos de las unidades de

generación que se pueden implementar de acuerdo a las combinaciones reflejadas

correspondientes a los estados, estas tablas se adjuntan en el Anexo G., y Anexo H.,

obteniendo la alternativa 1 y alternativa 2 respectivamente; desde el año 2014 hasta el año

2026, año en que se logra alcanzar con la máxima potencia eléctrica estimada. En este

resultado se producen los costos terminando en dos estados del último periodo, para lo cual

se analiza los costos como si terminara el último periodo en un solo estado por separado,

generándose así el cálculo de las dos alternativas obtenidas. La alternativa 1 contiene desde

el estado 1 hasta el estado 16 por lo que resulta del análisis terminado en un solo estado

siendo este el 16 del último periodo cumpliendo con la generación solo hasta este estado

mencionado; en cambio la alternativa 2 abarca el análisis hasta el estado 32, porque en el

último periodo se acoge ahora con el estado 32, así mismo aplicado para la generación

estimada.

Para hacer referencia como ejemplo de los costos del primer periodo (2014-2015) de la

alternativa 1 (Anexo G.) se observa que del estado 1 al estado 2 del siguiente año se podría

invertir $USD 527800 representando a una unidad de generación de 1015 kW de ese

85

estado en el año 2014, es decir, equivale a dicha potencia que se encuentra en la Tabla N°

28. En base a este ejemplo se continúa la secuencia de las inversiones que se requieren

para las unidades de generación. Estos costos están a valor presente por cada periodo.

Cálculo de los costos de inversión acumulados de generación de cada periodo 4.4.5.

Esta etapa resulta de calcular los mínimos costos de inversión en los estados de cada

periodo. Esto se calcula sumando el mínimo costo de inversión de generación de los

estados de cada fila que se escoge del presente periodo con el costo mínimo acumulado

respectivo al estado que se calcula del periodo siguiente; este proceso se efectúa desde el

último periodo hacia el inicio. En el Anexo I., se adjuntan los costos de inversión

acumulados de la alternativa 1 y el Anexo J., corresponde a los costos de inversión

acumulados de la alternativa 2. Los mínimos costos de inversión se distinguen con color

verde y rojo para diferenciar de los demás.

Ruta óptima 4.4.6.

Una vez que se han realizado los cálculos de los costos de inversión acumulados para la

generación de cada alternativa, el mínimo costo acumulado total de la alternativa 1 ubicado

en el primer periodo (Anexo I.) es de $USD 1050406,71 y el mínimo costo acumulado

total de la alternativa 2 ubicado en el primer periodo (Anexo J.) es de $USD 1071552;

entonces significa que se consigue como ruta óptima a la alternativa 1 a valor presente,

obteniendo los siguientes resultados:

86

Tabla N° 29 Resultados y ruta óptima de la programación dinámica

N° Año Año Rutas

Expansión de Generadores (kW)

Inversión ($USD)

Inversión Valor Presente ($USD)

0 2014 1

416000 416000 1 2015 3 800 0 0 2 2016 3 0 0 3 2017 3 312000 234410,22 4 2018 7 600 0 0,00 5 2019 7 208000 129151,64 6 2020 15 400 0 0 7 2021 15 527800 270844,85 8 2022 16 1015 0 0 9 2023 16 0 0 10 2024 16 0 0 11 2025 16 0 0 12 2026 16 0 0

TOTAL COSTO DE INVERSIÓN EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ($USD)

1463800 1050406,71


Luego de haber calculado y definido el número de generadores eléctricos en la expansión

de generación, para los años posteriores, donde la producción de biogás empieza a decaer a

partir del año 2027, se debe realizar la desconexión de las respectivas unidades en base al

diagrama de rutas posibles (Anexo K.), eligiendo la siguiente ruta que se tabula:

87

Tabla N° 30 Ruta elegida para la desconexión de generadores eléctricos

Año Ruta Potencia (kW) Generadores a desconectar

2026 16 2633 N/A

2027 16 2418

2028 8 2221

400 kW 2029 8 2040

2030 8 1874

2031 4 1721

600 kW 2032 4 1581

2033 4 1452

2034 4 1334 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Estos resultados expresan que en el año 2027 la potencia disminuye por la reducción

disponible del biogás en el relleno, sin embargo no provoca que se desconecte ninguna

unidad.

La disponibilidad de biogás continúa decayendo en el transcurso de los siguientes años,

caso para el año 2028 amerita la desconexión del generador de 400kW, porque no resulta

que esta unidad se encuentre alimentada; lo mismo ocurre con la unidad de 600kW en el

año 2031. La desconexión de estas unidades reduce la potencia de generación en las

últimas etapas, pero se cumple la potencia proyectada con la totalidad de biogás que se

obtiene hasta el final del proyecto.

88

CAPÍTULO V

ESTUDIO ECONÓMICO Y FINANCIERO

En este capítulo se presentan datos referentes al estudio económico y financiero de todo lo

que concierne al proyecto, se toma en cuenta los ingresos y egresos que genera si entra en

funcionamiento, por lo tanto es necesario utilizar algunos métodos como el cálculo del

Valor Actual Neto, (VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR), y periodo de recuperación

(PAYBACK) para analizar si el mismo resulta factible técnica y económicamente rentable.

Según la cantidad de energía eléctrica generada anualmente y la disponibilidad de potencia

suministrada en base al biogás estimado en el relleno sanitario se perciben ingresos por la

venta de energía eléctrica y bonos de carbono; de tal manera para llevar a cabo esto

involucran costos de implementación, los cuales se han separado en dos grupos:

5.1. Inversión fija

El costo de inversión de los principales elementos que conforman el proyecto son: los

permisos respectivos de Título Habilitante por parte del CONELEC, todos los equipos de

extracción, recolección de biogás, agregando la generación eléctrica, construcción civil,

construcción eléctrica de la subestación, el costo de la puesta en marcha de los equipos,

más imprevistos; esto se detalla en las siguientes tablas:

Inversión inicial del título habilitante 5.1.1.

Quien regula las operaciones para facilitar este servicio es el CONELEC; otorgando el

permiso respectivo cumpliendo los parámetros legales que nuestro país exige, cuyos costos

se mencionan:

89

Tabla N° 31 Inversión inicial del título habilitante

Título habilitante y contrato de energía con el CONELEC Costo $USD

Pago de inscripción de la solicitud (200 USD/MW) 526,6

Trámite de la factibilidad de conexión al sistema distribuidor 10000

TOTAL $USD 10526,6 Fuente: Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC). Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Inversión en equipos 5.1.2.

La inversión de los equipos se decidió, una vez analizados los requerimientos técnicos,

tomando en cuenta la potencia y generación de energía que en el mercado ofrecen estas

máquinas.

Tabla N° 32 Inversión en equipos

Equipos Costo $USD

Sistema de extracción y recolección de biogás 1200000

Equipo de generación eléctrica 2014-2017 (800kW) 416000

Total $USD 1616000 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Inversión en construcción civil 5.1.3.

En el área de la construcción civil donde se asientan los equipos, se debe contar con bases

de hormigón armado, un lugar para guardar los implementos e insumos y las respectivas

adecuaciones en general para los equipos que entren en operación; de acuerdo aquello,

valorando a $160 el m2 de construcción y considerando aproximadamente unos 150 m2

para la generación eléctrica y el sistema de recolección del biogás, 30 m2 destinada a la

bodega y servicios higiénicos, sirven para calcular la inversión en construcción civil. Los

costos investigados para estos rubros, se consultó directamente al Ing. Civil Mario Vera,

constructor de proyectos exclusivamente para Quito y todo el país. De igual forma en lo

90

concerniente a la construcción civil de la subestación la información fue otorgada por el

Ing. Eléctrico Néstor Albán; quienes tienen experiencia en este tipo de proyectos.

Tabla N° 33 Inversión en construcción civil

Construcción Civil Costo $USD

Área de equipos de generación eléctrica y sistema de recolección biogás 24000

Construcción de bodega y servicios higiénicos 4800

Lugar para la subestación eléctrica 20000

TOTAL $USD 48800 Fuente: Ingeniero civil Mario Vera e Ingeniero Eléctrico Néstor Albán/2014. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Inversión en construcción eléctrica de la subestación 5.1.4.

El objeto de este estudio es suministrar energía, por lo tanto es necesario incurrir en costos

elementales para la construcción eléctrica de la subestación, requerimientos únicos en la

transformación eléctrica, obras necesarias a transportar la energía generada, siendo estos:

Tabla N° 34 Inversión en construcción eléctrica de la subestación

Construcción Eléctrica de la Subestación (S/E 440V/13,8kV; 5 MVA) Costo $USD

Estudios y aprobación 50000

Equipos de protección y seccionamiento en baja y media tensión 150000

Equipos de medición 50000

Transformador de potencia 440V/13,8kV de 5MVA 320000

Pórticos y herrajes 60000

Sistema de puesta a tierra y apantallamiento 60000

Energización y puesta en operación 10000

Mano de obra y dirección técnica para montaje 80000

Conexión al sistema de distribución de energía (30000 USD/km) 30000

TOTAL $USD 810000 Fuente: Ing. Néstor Albán/2014. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

91

Inversión puesta en marcha e imprevistos 5.1.5.

Los rubros asignados para el funcionamiento inicial, por experiencias anteriores en otros

proyectos, la compañía Gasgreen S.A. estima “considerar el 2% del costo de los equipos”,

contemplando al uso de lubricantes e insumos para las respectivas pruebas y la debida

capacitación al personal de operación. Los imprevistos que pueden presentarse como las

condiciones climáticas, conflictos laborales, factor económico, logística, etc.; afectando al

desarrollo normal del proyecto, con un margen del 5% de la sumatoria de los anteriores.

Tabla N° 35 Inversión en construcción eléctrica de la subestación

Elemento Costo $USD

Puesto en marcha 32320

Imprevistos 125882,33 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Resumen de los costos fijos de la inversión 5.1.6.

Se cree conveniente mostrar el siguiente resumen de los costos considerados fijos en este

proyecto, la siguiente tabla despliega un resumen del total de la inversión:

Tabla N° 36 Resumen de la inversión inicial del proyecto

INVERSIÓN COSTO $USD

Título habilitante y contrato de energía con el CONELEC 10526,6

Equipos 1616000

Construcción civil (bases de equipos y subestación) 48800

Construcción eléctrica (subestación y conexión a red eléctrica)

810000

Valor puesto en marcha (2% del valor equipos) 32320

Imprevistos (5% de la suma de los anteriores) 125882,33

TOTAL DE INVERSIÓN INICIAL $USD 2643528,93 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

92

5.2. Costos operacionales

Los siguientes rubros son los egresos que el investigador de este proyecto estima

necesarios para el funcionamiento.

Mano de obra directa 5.2.1.

Los costos operacionales por mano de obra directa agrupa al sueldo total de tres operadores

tableristas en la generación eléctrica; cada operador percibe un ingreso mensual de $USD

362 según la tabla sectorial año 2014 para la actividad económica de generación,

transmisión y distribución de energía eléctrica emitido por el Ministerio de Relaciones

Laborales, los beneficios de ley: décimo tercer sueldo correspondiente a la doceava parte

del total de ingresos anual, el décimo cuarto sueldo equivalente a un salario básico

unificado de $USD 340 dividido para 12 meses del año, el fondo de reserva corresponde al

8,33% del sueldo anual, el aporte patronal del IESS el 12,15% del sueldo anual, el total de

estos costos están relacionados anualmente, como se puede apreciar en la siguiente tabla:

Tabla N° 37 Costos de mano de obra directa

Mano Obra Directa Sueldo Beneficios de Ley

Aporte Patronal

IESS Total

Anual 103 104 Fondo

Reserva Anual Anual

Operador tablerista 1 4344 362 28,33 361,86 527,80 5623,98



TOTAL $USD 16871,95 Fuente: Ministerio de Relaciones Laborales del Ecuador, Instituto Ecuatoriano de Seguridad Social IESS. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

93

Mano de obra indirecta 5.2.2.

Otro rubro representativo corresponde a los costos por mano de obra indirecta que abarca a

la contratación de un coordinador de la central de generación eléctrica, estimando un

ingreso mensual de $USD 1200, más los beneficios de ley; el total de estos costos están

relacionados anualmente, a continuación se tabulan las siguientes cantidades:

Tabla N° 38 Costos de mano de obra indirecta

Mano Obra Indirecta

Sueldo Beneficios de Ley Aporte

Patronal IESS

Total

Anual 103 104 Fondo

Reserva Anual Anual

Jefe/coordinador de central

14400 1200 28,33 1199,52 1749,60 18577,45

TOTAL $USD 18577,45 Fuente: Ministerio de Relaciones Laborales del Ecuador, Instituto Ecuatoriano de Seguridad Social IESS. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Costo de operación/mantenimiento de la central y costo mantenimiento 5.2.3.

sistema biogás

Debido a la variación de energía anual considerado en este estudio es evidente el cambio

en el costo por operación y mantenimiento como se observa en la siguiente tabla:

94

Tabla N° 39 Costos operación/mantenimiento de la central y sistema de biogás

Año

Costo operación/mantenimiento

de la central

Costo mantenimiento sistema biogás

Total

($USD) ($USD) ($USD)

2014 0 0 0 2015 32853,04 36000 68853,04 2016 55232,53 36000 91232,53 2017 76897,80 36000 112897,80 2018 97952,33 36000 133952,33 2019 118492,75 36000 154492,75 2020 138609,38 36000 174609,38 2021 158386,80 36000 194386,80 2022 177905,05 36000 213905,05 2023 197240,07 36000 233240,07 2024 216462,36 36000 252462,36 2025 235639,10 36000 271639,10 2026 254835,13 36000 290835,13 2027 234069,20 36000 270069,20 2028 214995,44 36000 250995,44 2029 197475,95 36000 233475,95 2030 181384,09 36000 217384,09 2031 166603,51 36000 202603,51 2032 153027,37 36000 189027,37 2033 140557,52 36000 176557,52 2034 129103,81 36000 165103,81


El proyecto genera un costo operacional promedio anual de $USD 68853,04 durante el

primer año, para garantizar el funcionamiento continuo del mismo, enseguida se presenta

un breve resumen de los costos operacionales de los tres primeros años del proyecto:

95

Tabla N° 40 Resumen de costos operacionales del proyecto

Descripción Costo $USD 1er año

Costo $USD 2do año

Costo $USD 3er año

MOD 16871,95 16871,95 16871,95

MOI 18577,45 18577,45 18577,45

Costos operación/mantenimiento central y sistema de biogás

33403,64 55783,13 77448,40

Total $USD 68853,04 91232,53 112897,80 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

5.3. Financiamiento

En el estudio del presente proyecto se prevé contar con un préstamo de financiamiento

alrededor del 58,99% del monto total del proyecto, que incluye la inversión inicial más los

costos operacionales del primer año, a través del Banco del Pacífico, teniendo una tasa de

interés nominal del 9,76% anual, con referencia al Banco Central del Ecuador. El otro

41,01% restante para la inversión se daría con capital propio ya sea con el apoyo del

municipio o de los inversionistas interesados en el proyecto. Con estos datos se realiza la

siguiente tabla de financiamiento:

Tabla N° 41 Datos para el financiamiento del proyecto

Detalle Datos

Monto total del proyecto $USD 2712381,97

Monto del capital propio $USD 1112381,97

Monto del capital financiado $USD 1600000

Periodos de pago semestral

Plazo 15 años

Tasa de interés nominal 9,76%

N° Total de pagos 30 Fuente: Banco del Pacífico (2014). Tasas de Interés Nominal para Créditos. https://www.bancodelpacifico.com/inicio.aspx. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

96

Gráfico N° 30 Tasa de interés nominal del Banco del Pacífico

Fuente: Banco del Pacífico (2014). Tasas de Interés Nominal para Créditos. https://www.bancodelpacifico.com/inicio.aspx. Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Después de haber definido los datos para el financiamiento del proyecto se procede a

elaborar la siguiente tabla de amortización:

97

Tabla N° 42 Tabla de amortización de crédito cuota fija

Periodo Capital

inicial $USD Cuota $USD

Interés $USD

Capital amortizado $USD

22/12/2014 1600000,00 0 0 0

22/06/2015 1575417,10 102662,90 78080,00 24582,90

22/12/2015 1549634,55 102662,90 76880,35 25782,55

22/06/2016 1522593,81 102662,90 75622,17 27040,74

22/12/2016 1494233,48 102662,90 74302,58 28360,33

22/06/2017 1464489,17 102662,90 72918,59 29744,31

22/12/2017 1433293,34 102662,90 71467,07 31195,83

22/06/2018 1400575,15 102662,90 69944,71 32718,19

22/12/2018 1366260,31 102662,90 68348,07 34314,84

22/06/2019 1330270,91 102662,90 66673,50 35989,40

22/12/2019 1292525,23 102662,90 64917,22 37745,68

22/06/2020 1252937,56 102662,90 63075,23 39587,67

22/12/2020 1211418,01 102662,90 61143,35 41519,55

22/06/2021 1167872,30 102662,90 59117,20 43545,71

22/12/2021 1122201,57 102662,90 56992,17 45670,74

22/06/2022 1074302,10 102662,90 54763,44 47899,47

22/12/2022 1024065,14 102662,90 52425,94 50236,96

22/06/2023 971376,61 102662,90 49974,38 52688,53

22/12/2023 916116,89 102662,90 47403,18 55259,73

22/06/2024 858160,49 102662,90 44706,50 57956,40

22/12/2024 797375,81 102662,90 41878,23 60784,67

22/06/2025 733624,85 102662,90 38911,94 63750,96

22/12/2025 666762,84 102662,90 35800,89 66862,01

22/06/2026 596637,96 102662,90 32538,03 70124,88

22/12/2026 523090,99 102662,90 29115,93 73546,97

22/06/2027 445954,93 102662,90 25526,84 77136,06

22/12/2027 365054,62 102662,90 21762,60 80900,30

22/06/2028 280206,38 102662,90 17814,67 84848,24

22/12/2028 191217,55 102662,90 13674,07 88988,83

22/06/2029 97886,06 102662,90 9331,42 93331,49

22/12/2029 0,00 102662,90 4776,84 97886,06

SUMAN $USD: 3079887,12 1479887,12 1600000,00 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

98

5.4. Análisis costo beneficio

Dentro del análisis costo beneficio del presente proyecto, se considera el tratamiento en la

cual hace referencia la energía eléctrica regulado por el CONELEC como se había descrito

en capítulos anteriores, como el tiempo de trabajo de los equipos de generación en el año

con un factor de planta de acuerdo al tipo de central de generación.

Para el análisis económico se tendrá presente la regulación del CONELEC sobre un costo

por kWh dependiendo del tiempo de contrato, que en este caso será 20 años.

Tabla N° 43 Precio de la energía eléctrica y tiempo de trabajo de los equipos

Elemento Dato

Precio del kWh $USD $0,089/kWh

Tiempo de trabajo de los equipos

8760 horas anuales

Factor de planta 0,85 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Definido estos datos anteriores tabulados, el cálculo de los ingresos se considera lo que

genera cada equipo en energía, por hora, por día y por año, que representa el 85% de

producción por circunstancias como factor de planta, siendo para el primer año una venta

de $USD 224917 y por costos de operación $USD 68853,04 se tiene lo siguiente:

99

Tabla N° 44 Ingresos variables durante la permanencia del proyecto

Año

Potencia eléctrica

neta

Energía diaria

Energía anual

Venta de energía diaria

Venta de energía anual

Venta de bonos de carbono anual

CERs = €7= $9,03

(kW) (kWh) (kWh) ($USD) ($USD) ($USD)

2014 100 0 0 0 0 0

2015 339 6924 2527157 616,21 224917,00 13854,16

2016 571 11640 4248656 1035,97 378130,38 23291,61

2017 794 16206 5915216 1442,34 526454,18 32427,88

2018 1012 20643 7534795 1837,25 670596,74 41306,60

2019 1224 24972 9114827 2222,52 811219,57 49968,51

2020 1432 29212 10662260 2599,84 948941,13 58451,71

2021 1636 33380 12183600 2970,80 1084340,37 66791,87

2022 1838 37493 13685004 3336,89 1217965,37 75022,74

2023 2038 41568 15172313 3699,55 1350335,86 83176,33

2024 2236 45619 16650951 4060,09 1481934,65 91282,40

2025 2434 49661 18126084 4604,97 1680815,50 99369,24

2026 2633 53706 19602703 4980,11 1817740,98 107464,23

2027 2418 49330 18005323 4574,29 1669617,42 98707,22

2028 2221 45310 16538111 4201,55 1533564,11 90663,79

2029 2040 41618 15190458 3859,17 1408597,47 83275,81

2030 1874 38226 13952622 3544,70 1293814,08 76489,85

2031 1721 35111 12815655 3255,85 1188384,13 70256,87

2032 1581 32250 11771336 2990,54 1091545,42 64531,80

2033 1452 29622 10812117 2746,84 1002597,88 59273,25

2034 1334 27208 9931062 2523,01 920898,47 54443,21 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

Según los valores obtenidos de la venta en energía eléctrica, se tiene que el precio por cada

kWh de energía eléctrica generada es de $USD 0,089/kWh, tomando como referencia

durante el 2015 diariamente se generará 6924 kWh, se obtendría alrededor de $USD

616,21 y aproximadamente $USD 224917 anual.

100

El cálculo de los ingresos por bonos de carbono anual se han efectuado mediante la

cantidad de toneladas anuales de reducción de CO2 con el precio de las mismas, los datos

utilizados están plasmados en capítulos anteriores; en la siguiente tabla se presentan los

resultados obtenidos:

Tabla N° 45 Ingresos por bonos de carbono anual

Año

Potencia eléctrica

neta

Energía anual

Toneladas anuales

reducción de CO2

Ingresos por bonos de carbono

(kWh) (MWh) (TONco2eq) CERs = €7= $9,03

2014 100 0 0 0 2015 339 2527,16 1534,24 13854,16 2016 571 4248,66 2579,36 23291,61 2017 794 5915,22 3591,13 32427,88 2018 1012 7534,79 4574,37 41306,60 2019 1224 9114,83 5533,61 49968,51 2020 1432 10662,26 6473,06 58451,71 2021 1636 12183,60 7396,66 66791,87 2022 1838 13685,00 8308,17 75022,74 2023 2038 15172,31 9211,11 83176,33 2024 2236 16650,95 10108,79 91282,40 2025 2434 18126,08 11004,35 99369,24 2026 2633 19602,70 11900,80 107464,23 2027 2418 18005,32 10931,03 98707,22 2028 2221 16538,11 10040,29 90663,79 2029 2040 15190,46 9222,13 83275,81 2030 1874 13952,62 8470,64 76489,85 2031 1721 12815,65 7780,38 70256,87 2032 1581 11771,34 7146,38 64531,80 2033 1452 10812,12 6564,04 59273,25 2034 1334 9931,06 6029,15 54443,21

TOTAL POR BONOS DE CARBONO $USD 1340049,07 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

101

5.5. Análisis de rentabilidad

Obtener beneficios ambientales, económicos y sociales principalmente, por el impacto en

un gran universo poblacional, evitar la propagación de gases de efecto invernadero más

contaminantes al ambiente, con el fin de buscar una alternativa en aprovechar un recurso

que prácticamente es un problema en la sociedad, hace que sea un proyecto sustentable y

muy provechoso.

Desde el punto de vista económico, es bajo el rendimiento debido a los costos

operacionales altos que demanda este tipo de proyectos, ya sea por la crisis europea que

menciona un ingreso por venta de bonos de carbono poco atractivo. A más de esto, el

requerimiento de los equipos de generación realizando tres inversiones adicionales, en

vista de la potencia que se requiere cada vez mayor hasta el año 2026 para aprovechar el

máximo rendimiento de generación de energía y por ende el consumo del combustible que

se generaría en el relleno; se va adquiriendo estos equipos, a tal punto resulta que la

inversión sea alta y se tenga una consecuencia económica en la rentabilidad del proyecto.

Flujo de efectivos 5.5.1.

El flujo de caja es una proyección de todos los ingresos y egresos que se darán en una

empresa o proyecto durante un periodo dado; además permite visualizar las necesidades de

efectivo para cumplir con los desembolsos generados al igual con los posibles problemas

de liquidez que pueden presentarse. A continuación se presentan los siguientes resultados:

102

Tabla N° 46

Flujo de efectivos del proyecto


FLUJO DE EFECTIVOS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2014 31-12-15 31-12-16 31-12-17 31-12-18 31-12-19 31-12-20 31-12-21 31-12-22 31-12-23 31-12-24 31-12-25 31-12-26 31-12-27 31-12-28 31-12-29 31-12-30 31-12-31 31-12-32 31-12-33 31-12-34

Monto del Proyecto (Inv. F. + Costo Op.)

2712381,97

Monto de Financiamiento 1600000,00

INGRESOS

Venta de Energía Eléctrica 224917,00 378130,38 526454,18 670596,74 811219,57 948941,13 1084340,37 1217965,37 1350335,86 1481934,65 1680815,50 1817740,98 1669617,42 1533564,11 1408597,47 1293814,08 1188384,13 1091545,42 1002597,88 920898,47

Venta de Bonos de Carbono 13854,16 23291,61 32427,88 41306,60 49968,51 58451,71 66791,87 75022,74 83176,33 91282,40 99369,24 107464,23 98707,22 90663,79 83275,81 76489,85 70256,87 64531,80 59273,25 54443,21

Total de Ingresos 238771,16 401421,99 558882,06 711903,34 861188,08 1007392,85 1151132,24 1292988,11 1433512,19 1573217,04 1780184,75 1925205,21 1768324,63 1624227,90 1491873,28 1370303,93 1258641,00 1156077,22 1061871,12 975341,67

EGRESOS

Mano de obra directa e indirecta 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41 35449,41

Costo de operación/mantenimiento de central y sistema del biogás

33403,64 55783,12 77448,39 98502,93 119043,34 139159,97 158937,39 178455,65 197790,66 217012,96 236189,69 255385,73 234619,79 215546,03 198026,54 181934,68 167154,10 153577,96 141108,11 129654,40

Cuota anual al banco 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81 205325,81

Total de Egresos 274178,85 296558,34 318223,61 339278,14 359818,55 379935,19 399712,60 419230,86 438565,88 457788,17 476964,91 496160,94 475395,01 456321,25 438801,76 217384,09 202603,51189027,37 176557,52 165103,81

TOTAL FLUJO NETO -35407,69 104863,66 240658,45 372625,20 501369,53 627457,66 751419,64 873757,25 994946,32 1115428,87 1303219,84 1429044,27 1292929,62 1167906,65 1053071,52 1152919,85 1056037,48 967049,84 885313,60 810237,86

CÁLCULO DE LOS IMPUESTOS A PAGAR A TRAVÉS DEL ESTAD O DE RESULTADOS

UAII -35407,69 104863,66 240658,45 372625,20 501369,53 627457,66 751419,64 873757,25 994946,32 1115428,87 1303219,84 1429044,27 1292929,62 1167906,65 1053071,52 1152919,85 1056037,48 967049,84 885313,60 810237,86

(-) Depreciación 113513,00 113513,00 113513,00 127553,00 127553,00 136913,00 136913,00 160664,00 160664,00 160664,00 160664,00 160664,00 160664,00 151304,00 151304,00 151304,00 137264,00137264,00 137264,00 137264,00

U. OP. Neta -148920,69 -8649,34 127145,45 245072,20 373816,53 490544,66 614506,64 713093,25 834282,32 954764,87 1142555,84 1268380,27 1132265,62 1016602,65 901767,52 1001615,85 918773,48 829785,84 748049,60 672973,86

15% Participación T. 0 0 19071,82 36760,83 56072,48 73581,70 92176,00 106963,99125142,35 143214,73 171383,38 190257,04 169839,84 152490,40 135265,13 150242,38 137816,02 124467,88 112207,44 100946,08

UAIR -148920,69 -8649,34 108073,63 208311,37 317744,05 416962,96 522330,64 606129,26 709139,97 811550,14 971172,46 1078123,23 962425,78 864112,26 766502,39 851373,47 780957,46 705317,97 635842,16 572027,78

22% IR 0 0 23776,20 45828,50 69903,69 91731,85 114912,74 133348,44 156010,79 178541,03 213657,94 237187,11 211733,67 190104,70 168630,53 187302,16 171810,64 155169,95 139885,28 125846,11

U.NETA -148920,69 -8649,34 84297,43 162482,87 247840,36 325231,11 407417,90 472780,82 553129,18 633009,11 757514,52 840936,12 750692,11 674007,56 597871,87 664071,31 609146,82 550148,01 495956,89 446181,67

CÁLCULO DEL FLUJO DE CAJA LIBRE POR MEDIO DEL NOPAT

U.NETA -148920,69 -8649,34 84297,43 162482,87 247840,36 325231,11 407417,90 472780,82 553129,18 633009,11 757514,52 840936,12 750692,11 674007,56 597871,87 664071,31 609146,82 550148,01 495956,89 446181,67

Depreciación 113513,00 113513,00 113513,00 127553,00 127553,00 136913,00 136913,00 160664,00 160664,00 160664,00 160664,00 160664,00 160664,00 151304,00 151304,00 151304,00 137264,00137264,00 137264,00 137264,00

NOPAT (f.Oper) -35407,69 104863,66 197810,43 290035,87 375393,36 462144,11 544330,90 633444,82 713793,18 793673,11 918178,52 1001600,12 911356,11 825311,56 749175,87 815375,31 746410,82 687412,01 633220,89 583445,67

INVERSIÓN Año 0

Activo Fijo -2643528,93 -312000 -208000 -527800

Capital Trabajo -68853,04

(+) Recuperación K 68853,04

Flujo de Caja Libre -2712381,97 -35407,69 104863,66 -114189,57 290035,87 167393,36 462144,11 16530,90 633444,82 713793,18 793673,11 918178,52 1001600,12 911356,11 825311,56 749175,87 815375,31 746410,82 687412,01 633220,89 652298,72

102

103

En la presente investigación, es importante conocer los ingresos económicos por venta de

energía eléctrica, la venta de bonos de carbono, la cantidad de inversión fija, los costos

operacionales que incurren en el estado económico del estudio.

En el año 0, se da una inversión inicial de $USD 2643528,93 en activos fijos, un capital de

trabajo de $USD 68853,04 alcanzando el monto total de $USD 2712381,97 del proyecto,

teniendo en cuenta el financiamiento en el banco de $USD 1600000.

El estado de resultados demuestra los valores generados por la actividad productiva,

descontados los costos y gastos, también la depreciación de los equipos al 10% anual y de

construcción civil al 5% anual durante los 20 años, la depreciación no implica desembolsos

en efectivo, se la considera por el desgaste de los activos fijos, que representan una

deducción en la utilidad operacional. Se puede observar que el primer y segundo año de

trabajo no se obtendrá utilidad debido a la inversión inicial y los costos operacionales altos.

En este balance se aprecia que la utilidad neta comienza percibirse a partir del tercer año

con $USD 84297,43, a razón que aumentan los ingresos respectivos.

Indicadores financieros 5.5.2.

Los indicadores financieros permiten realizar un análisis profundo de la factibilidad del

comienzo de una actividad productiva. Se detalla algunos indicadores financieros:

5.5.2.1. VAN

Para el cálculo del VAN se ha tomado en cuenta los flujos descontados a la inversión

inicial en el flujo de caja libre, obteniendo un VAN de $USD 25739,93 total del proyecto.

104

5.5.2.2. TIR

El cálculo del TIR, se ha tomado en cuenta los flujos de caja y representa la tasa de

descuento por la cual el VAN es igual a cero, la tasa de interés más alta que un inversionista

podría pagar sin perder dinero. Este estudio arroja un TIR del 12,21%.

5.5.2.3. PAYBACK

El PAYBACK es el periodo de recuperación de un proyecto y representa lo que el

inversionista espera recuperar de su inversión en el tiempo. Para calcular el periodo de

recuperación en un proyecto, sólo se añaden los flujos de efectivo esperados de cada año

hasta que se recupere el monto inicialmente invertido en el mismo.

Tabla N° 47 Cálculo del PAYBACK

AÑO 0 1 2 3 4 5

Inversión Inicial -2712381,97

FNE -35407,69 104863,66 -114189,57 290035,87 167393,36

Suma FNE -2712381,975 -2747789,67 -2642926,01 -2757115,58 -2467079,71 -2299686,35

AÑO 6 7 8 9 10

Inversión Inicial

FNE 462144,11 16530,90 633444,82 713793,18 793673,11

Suma FNE -1837542,24 -1821011,34 -1187566,51 -473773,34 319899,77

Periodo de Recuperación 9 años 7 meses


Como se aprecia en la tabla, el periodo de recuperación del presente proyecto es de 9 años

7 meses para recuperar la inversión, por los requerimientos de unidades de generación

adicionales, que se sustenta para la generación de energía eléctrica, incrementándose año

tras año por la obtención variable de biogás estimado en el relleno sanitario, que

económicamente no representa muy beneficioso debido a que un inversionista espera

105

recuperar la inversión en el menor tiempo posible, por tratarse de la entidad pública en el

caso del municipio si convendría, sin ningún fin de lucro.

5.5.2.4. TMAR

La tasa mínima aceptable de rendimiento (TMAR), conocida también como la tasa de

descuento es la tasa mínima de ganancia que los inversionistas desean obtener. Para el

cálculo se debe considerar la tasa pasiva (TP), la tasa efectiva anual (TEA), el índice de

inflación (I. INFL), el recurso propio (R. PROPIO), el recurso ajeno (R. AJENO) y la tasa

libre de riesgo (TLR). En los últimos meses del presente año se ha notado un incremento

tanto en las tasas como en los índices de inflación, por lo que el cálculo que precede da

como resultado un TMAR de 15,67% influyendo en el valor del VAN.

Tabla N° 48 Determinación del costo promedio ponderado y la TMAR

TP 5,99% R. PROPIO 41,01%

TMAR = 15,67% TEA 9,64% R. AJENO 58,99%

I. INFL 4,19% TLR 5,07%

Origen Cantidad % Aportación TMAR Ponderación

Inversionista 1112381,97 41,01 15,67% 6,43

Banco 1600000 58,99 9,64% 5,69

Total 2712381,97 100,00 12,11


5.5.2.5. Relación costo beneficio

Este indicador financiero nos permite calcular cual es el beneficio económico que se

obtendrá por cada dólar invertido. En un mejor análisis se realiza la siguiente tabla:

106

Tabla N° 49 Relación costo beneficio

VAN $USD 25739,93

INVERSIÓN TOTAL $USD 2643528,93

C/B 0,009737 Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

La relación beneficio costo, es de que por cada dólar invertido se obtendrá aproximado 1

centavo de utilidad. Este indicador ayuda a decidir o desistir de la inversión, en el presente

estudio social y ambientalmente es beneficioso, aunque las cifras económicamente

demuestran que no lo es.

5.5.2.6. Índice de rentabilidad sobre la inversión

Para determinar con mayor decisión la conveniencia de la aplicación de la propuesta se ha

realizado un análisis del índice de rentabilidad.

Tabla N° 50 Rentabilidad sobre la inversión

Utilidad Neta Inversión Total % de rentabilidad

$USD 84297,43 $USD 2643528,93 3,2% Elaborado por: Roberto Fabián Lescano Mariño/2014.

El índice de rentabilidad sobre la inversión muestra que por cada dólar invertido se

generarán un 3,2% de margen de utilidad a partir del tercer año, de ahí en adelante fluctúa

creciendo hasta un 22,8% al año 2026, a razón que se incrementan los ingresos y se

reducen las inversiones.

107

CAPÍTULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. Conclusiones

• Posteriormente del análisis realizado en este estudio, se concluye que Santo Domingo

genera una producción per-cápita de residuos entre 0,85 y 0,91 kg/hab*día y cuenta

con un relleno sanitario amplio en el Complejo Ambiental destinado para la recepción

y almacenamiento de estos residuos sólidos que se generan en el cantón.

• Se define que el porcentaje de desechos que pueden ser recolectados corresponden al

82,5 %, de los residuos sólidos generados por los habitantes del cantón, los mismos

que ingresarán al relleno sanitario del Complejo Ambiental, con la gran ventaja de la

composición orgánica representada en un 68,16% de la basura, siendo más atractivo

por la materia prima que se obtiene, beneficiando la producción de biogás proyectado

que se estima a través del Modelo de Biogás de Ecuador realizado por SCS Engineers.

• La cantidad de biogás generado en proyección, servirá para la generación de energía

eléctrica mediante la aplicación de generadores eléctricos de combustión interna a

biogás, alcanzando como máxima potencia en el año 2026 alrededor de 2633kW. La

mejor elección para la expansión de generación se utilizó el método de programación

dinámica, tratándose de una técnica matemática útil para realizar secuencias de

interrelacionados de decisiones y a su vez proporcionar un procedimiento sistemático

que ayuda encontrar la combinación óptima.

• A través de la evaluación y análisis técnico se determina que los generadores

analizados disponen de una eficiencia del 38% aproximadamente en la generación

eléctrica y este tipo de centrales presentan un factor de planta del 0,85 de producción

aplicado en el presente estudio.

• Se deduce en este tipo de procesos, los costos son demasiado altos en cuanto a la

adquisición de equipos, a razón de que los costos en inversión inicial obtenidos

equivalen a $USD 2643528,93 y durante el primer año los costos operacionales son de

$USD 68853,04; frente a esto se define ser un proyecto que requiere de alta inversión

108

en equipos e infraestructura para la generación de energía eléctrica aprovechando

como recurso al combustible de biogás producido en el relleno sanitario.

• El estudio económico y financiero permitió establecer la rentabilidad e índices

económicos, los mismos que arrojan resultados bajos y económicamente no resulta ser

un proyecto factible, es decir, para un inversionista privado no representa la alta

inversión, limitado desde la visión financiera, pero a nivel del sector público si lo es,

en el caso de la municipalidad de Santo Domingo, al tratarse de un proyecto que

beneficia la parte técnica, social y ambiental, disminuyendo la problemática de la

basura que ocasiona en la sociedad.

• Con el uso de biogás en generación de electricidad se logra minimizar los peligros por

explosión de gases producidos en un relleno sanitario al contrario de no utilizar y

emanarlos al ambiente de forma directa; consiguiendo un proceso de aprovechamiento

en la degradación de residuos por el elevado contenido orgánico en los mismos.

• Finalmente, el costo beneficio socio ecológico supera al costo beneficio económico de

este estudio.

6.2. Recomendaciones

• Es muy importante conservar las respectivas áreas verdes en el terreno del relleno

sanitario para prevenir el mal uso de la tierra y la posible extinción de las especies

como la fauna y flora, por lo que los lugares aledaños son de amplio sector montañoso

y productivo.

• Se recomienda que se ejecute un estudio de la calidad y poder calorífico de gases

obtenidos en el relleno sanitario, según los parámetros internacionales de

productividad dentro del margen moderado.

• Se aconseja realizar estudios de combinaciones con otros residuos, utilizando desechos

agroindustriales, granjas avícolas, porcinas y haciendas ganaderas a fin de concentrar

materia netamente orgánica en la producción de biogás y reducir costos técnicos.

• Es fundamental crear políticas, capacitar y concientizar a la sociedad por parte del

gobierno central, para ayudar con tareas de reciclaje y clasificación de la basura desde

el hogar, obteniendo un alto porcentaje de recolección en los residuos sólidos

destinados y compactados en el relleno sanitario para la producción de biogás.

109

• Se sugiere que este estudio tomen en cuentan las autoridades municipales y de la

provincia Tsáchila en algún plan de inversión, logrando que sea la base de una

consultoría técnica y cristalización real de este tipo de proyectos; por los beneficios

dirigidos directamente a la población y contribución del medio ambiente, para

coadyuvar en el buen vivir que es parte de la política actual del estado.

• Es recomendable difundir la apertura de nuevas investigaciones en la utilidad de

energía del biogás con impacto en la población rural y campesina para sacar provecho

con los cultivos y desechos producidos en las diferentes fincas de Santo Domingo,

empleando en la generación de energía alternativa.

110

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114

ANEXOS

ANEXO A. Gráfica de un relleno sanitario con sistema de captación de biogás y generación eléctrica

ANEXO B. Detalle típico del pozo de captación vertical

ANEXO C. Detalle típico del pozo colector horizontal

ANEXO D. Cárcamo de condensado

ANEXO E. Potencias nominales de generadores a biogás de la marca Caterpillar

ANEXO F. Rutas por años de la expansión de generación eléctrica mediante el método de

programación dinámica

Rutas de la expansión de generación eléctrica periodo 2014-2015

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

339 kW0 kW

2014 2015


2 2

3 3

4 4

5 5

6 6

7 7

8 8

9

10 10

11 11

12 12

13 13

14 14

15 15

16 16

18 18

19 19

20 20

21 21

22 22

23 23

24 24

25 25

26 26

27 27

28 28

29 29

30 30

31 31

32 32

571 kW339 kW

2015 2016


2 2

3 3

4 4

5

6 6

7 7

8 8

10 10

11 11

12 12

13 13

14 14

15 15

16 16

18 18

19 19

20 20

21 21

22 22

23 23

24 24

25

26 26

27 27

28 28

29 29

30 30

31 31

32 32

2016 2017

571 kW 794 kW


2 2

3

4 4

6 6

7 7

8 8

10 10

11 11

12 12

13

14 14

15 15

16 16

18 18

19

20 20

21

22 22

23 23

24 24

26 26

27 27

28 28

29 29

30 30

31 31

32 32

2017

794 kW

2018

1012 kW


2

4 4

6 6

7 7

8 8

10 10

11

12 12

14 14

15 15

16 16

18

20 20

22 22

23 23

24 24

26 26

27 27

28 28

29

30 30

31 31

32 32

2018 2019

1012 kW 1224 kW


4 4

6 6

7

8 8

10

12 12

14 14

15 15

16 16

20 20

22 22

23 23

24 24

26 26

27

28 28

30 30

31 31

32 32

2019 2020

1224 kW 1432 kW


4 4

6

8 8

12 12

14 14

15 15

16 16

20 20

22 22

23

24 24

26

28 28

30 30

31 31

32 32

2020 2021

1432 kW 1636 kW


4

8 8

12 12

14 14

15

16 16

20 20

22

24 24

28 28

30 30

31 31

32 32

2022

1636 kW 1838 kW

2021


8 8

12 12

14

16 16

20

24 24

28 28

30 30

31

32 32

2022 2023

1838 kW 2038 kW


8 8

12

16 16

24 24

28 28

30

32 32

2023

2038 kW

2024

2236 kW


8

16 16

24 24

28

32 32

2024 2025

2236 kW 2434 kW


16 16

24

32 32

2025 2026

2434 kW 2633 kW

ANEXO G. Costos de inversión de generación por periodo de la alternativa 1

Costos de inversión de generación del periodo 2014-2015 alternativa 1



2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

1 527800 416000 943800 312000 839800 728000 1255800 208000 735800 624000 1151800 520000 1047800 936000 1463800

2 3 4 5 6 7 8 10 11 12 13 14 15 16

2 0 378182 283636 661818 189091 567273 472727 850909

3 0 479818 283636 763455 189091 668909 472727 952545

4 0 283636 189091 472727

5 0 479818 378182 858000 189091 668909 567273 1047091

6 0 378182 189091 567273

7 0 479818 189091 668909

8 0 189091

9 479818 378182 858000 283636 763455 661818 1141636

10 0 378182 283636 661818

11 0 479818 283636 763455

12 0 283636

13 0 479818 378182 858000

14 0 378182

15 0 479818

16 0

2 3 4 6 7 8 10 11 12 13 14 15 16

2 0 343802 257851 601653 171901 515702 429752 773554

3 0 436198 257851 694050 171901 608099 429752 865950

4 0 257851 171901 429752

5 436198 343802 780000 171901 608099 515702 951901

6 0 343802 171901 515702

7 0 436198 171901 608099

8 0 171901

10 0 343802 257851 601653

11 0 436198 257851 694050

12 0 257851

13 0 436198 343802 780000

14 0 343802

15 0 436198

16 0




2 4 6 7 8 10 11 12 14 15 16

2 0 312547 234410 546957 156273 468820 390684 703231

3 396544 234410 630954 156273 552817 390684 787228

4 0 234410 156273 390684

6 0 312547 156273 468820

7 0 396544 156273 552817

8 0 156273

10 0 312547 234410 546957

11 0 396544 234410 630954

12 0 234410

13 396544 312547 709091

14 0 312547

15 0 396544

16 0

4 6 7 8 10 12 14 15 16

2 284134 213100 497234 142067 426200 355167 639301

4 0 213100 142067 355167

6 0 284134 142067 426200

7 0 360495 142067 502561

8 0 142067

10 0 284134 213100 497234

11 360495 213100 573595

12 0 213100

14 0 284134

15 0 360495

16 0

4 6 8 12 14 15 16

4 0 193727 129152 322879

6 0 258303 129152 387455

7 327722 129152 456874

8 0 129152

10 258303 193727 452031

12 0 193727

14 0 258303

15 0 327722

16 0





4 8 12 14 15 16

4 0 176116 117411 293526

6 234821 117411 352232

8 0 117411

12 0 176116

14 0 234821

15 0 297929

16 0

8 12 14 16

4 160105 106737 266842

8 0 106737

12 0 160105

14 0 213474

15 270845

16 0

8 12 16

8 0 97034

12 0 145550

14 194067

16 0

8 16

8 0 88212

12 132318

16 0



Nota: Todos los costos de este anexo están en $USD.

16

8 80193

16 0

16

16 0

ANEXO H. Costos de inversión de generación por periodo de la alternativa 2



2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32

1 527800 416000 943800 312000 839800 728000 1255800 208000 735800 624000 1151800 520000 1047800 936000 1463800 628680 516880 1044680 412880 940680 828880 1356680 308880 836680 724880 1252680 620880 1148680 1036880 1564680

2 3 4 5 6 7 8 10 11 12 13 14 15 16 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32

2 0 378182 283636 661818 189091 567273 472727 850909 91709 469891 375345 753527 280800 658982 564436 942618

3 0 479818 283636 763455 189091 668909 472727 952545 91709 571527 375345 855164 280800 760618 564436 1044255

4 0 283636 189091 472727 91709 375345 280800 564436

5 0 479818 378182 858000 189091 668909 567273 1047091 91709 571527 469891 949709 280800 760618 658982 1138800

6 0 378182 189091 567273 91709 469891 280800 658982

7 0 479818 189091 668909 91709 571527 280800 760618

8 0 189091 91709 280800

9 479818 378182 858000 283636 763455 661818 1141636 91709 571527 469891 949709 375345 855164 753527 1233345

10 0 378182 283636 661818 91709 469891 375345 753527

11 0 479818 283636 763455 91709 571527 375345 855164

12 0 283636 91709 375345

13 0 479818 378182 858000 91709 571527 469891 949709

14 0 378182 91709 469891

15 0 479818 91709 571527

16 0 91709

18 0 378182 283636 661818 189091 567273 472727 850909

19 0 479818 283636 763455 189091 668909 472727 952545

20 0 283636 189091 472727

21 0 479818 378182 858000 189091 668909 567273 1047091

22 0 378182 189091 567273

23 0 479818 189091 668909

24 0 189091

25 0 479818 378182 858000 283636 763455 661818 1141636

26 0 378182 283636 661818

27 0 479818 283636 763455

28 0 283636

29 0 479818 378182 858000

30 0 378182

31 0 479818

32 0


2 3 4 6 7 8 10 11 12 13 14 15 16 18 19 20 21 22 23 24 26 27 28 29 30 31 32

2 0 343802 257851 601653 171901 515702 429752 773554 83372 427174 341223 685025 255273 599074 513124 856926

3 0 436198 257851 694050 171901 608099 429752 865950 83372 519570 341223 777421 255273 691471 513124 949322

4 0 257851 171901 429752 83372 341223 255273 513124

5 436198 343802 780000 171901 608099 515702 951901 83372 519570 427174 863372 255273 691471 599074 1035273

6 0 343802 171901 515702 83372 427174 255273 599074

7 0 436198 171901 608099 83372 519570 255273 691471

8 0 171901 83372 255273

10 0 343802 257851 601653 83372 427174 341223 685025

11 0 436198 257851 694050 83372 519570 341223 777421

12 0 257851 83372 341223

13 0 436198 343802 780000 83372 519570 427174 863372

14 0 343802 83372 427174

15 0 436198 83372 519570

16 0 83372

18 0 343802 257851 601653 171901 515702 429752 773554

19 0 436198 257851 694050 171901 608099 429752 865950

20 0 257851 171901 429752

21 0 436198 343802 780000 171901 608099 515702 951901

22 0 343802 171901 515702

23 0 436198 171901 608099

24 0 171901

25 436198 343802 780000 257851 694050 601653 1037851

26 0 343802 257851 601653

27 0 436198 257851 694050

28 0 257851

29 0 436198 343802 780000

30 0 343802

31 0 436198

32 0


2 4 6 7 8 10 11 12 14 15 16 18 20 22 23 24 26 27 28 29 30 31 32

2 0 312547 234410 546957 156273 468820 390684 703231 75793 388340 310203 622750 232066 544613 466476 779023

3 396544 234410 630954 156273 552817 390684 787228 472337 310203 706747 232066 628610 466476 863020

4 0 234410 156273 390684 75793 310203 232066 466476

6 0 312547 156273 468820 75793 388340 232066 544613

7 0 396544 156273 552817 75793 472337 232066 628610

8 0 156273 75793 232066

10 0 312547 234410 546957 75793 388340 310203 622750

11 0 396544 234410 630954 75793 472337 310203 706747

12 0 234410 75793 310203

13 396544 312547 709091 75793 472337 388340 784884

14 0 312547 75793 388340

15 0 396544 75793 472337

16 0 75793

18 0 312547 234410 546957 156273 468820 390684 703231

19 396544 234410 630954 156273 552817 390684 787228

20 0 234410 156273 390684

21 396544 312547 709091 156273 552817 468820 865364

22 0 312547 156273 468820

23 0 396544 156273 552817

24 0 156273

26 0 312547 234410 546957

27 0 396544 234410 630954

28 0 234410

29 0 396544 312547 709091

30 0 312547

31 0 396544

32 0


4 6 7 8 10 12 14 15 16 20 22 23 24 26 27 28 30 31 32

2 284134 213100 497234 142067 426200 355167 639301 353036 282003 566136 210969 495103 424069 708203

4 0 213100 142067 355167 68902 282003 210969 424069

6 0 284134 142067 426200 68902 353036 210969 495103

7 0 360495 142067 502561 68902 429397 210969 571464

8 0 142067 68902 210969

10 0 284134 213100 497234 68902 353036 282003 566136

11 360495 213100 573595 68902 429397 282003 642497

12 0 213100 68902 282003

14 0 284134 68902 353036

15 0 360495 68902 429397

16 0 68902

18 284134 213100 497234 142067 426200 355167 639301

20 0 213100 142067 355167

22 0 284134 142067 426200

23 0 360495 142067 502561

24 0 142067

26 0 284134 213100 497234

27 0 360495 213100 573595

28 0 213100

29 360495 284134 644628

30 0 284134

31 0 360495

32 0



4 6 8 12 14 15 16 20 22 23 24 26 28 30 31 32

4 0 193727 129152 322879 62639 256366 191790 385518

6 0 258303 129152 387455 62639 320942 191790 450093

7 327722 129152 456874 62639 390361 191790 519512

8 0 129152 62639 191790

10 258303 193727 452031 62639 320942 256366 514669

12 0 193727 62639 256366

14 0 258303 62639 320942

15 0 327722 62639 390361

16 0 62639

20 0 193727 129152 322879

22 0 258303 129152 387455

23 0 327722 129152 456874

24 0 129152

26 0 258303 193727 452031

27 327722 193727 521450

28 0 193727

30 0 258303

31 0 327722

32 0

4 8 12 14 15 16 20 22 24 28 30 31 32

4 0 176116 117411 293526 56944 233060 174355 350471

6 234821 117411 352232 56944 291765 174355 409176

8 0 117411 56944 174355

12 0 176116 56944 233060

14 0 234821 56944 291765

15 0 297929 56944 354873

16 0 56944

20 0 176116 117411 293526

22 0 234821 117411 352232

23 297929 117411 415340

24 0 117411

26 234821 176116 410937

28 0 176116

30 0 234821

31 0 297929

32 0




8 12 14 16 20 24 28 30 31 32

4 160105 106737 266842 51767 211873 158504 318610

8 0 106737 51767 158504

12 0 160105 51767 211873

14 0 213474 51767 265241

15 270845 51767 322612

16 0 51767

20 0 160105 106737 266842

22 213474 106737 320211

24 0 106737

28 0 160105

30 0 213474

31 0 270845

32 0

8 12 16 24 28 30 32

8 0 97034 47061 144095

12 0 145550 47061 192612

14 194067 47061 241128

16 0 47061

20 145550 97034 242584

24 0 97034

28 0 145550

30 0 194067

31 246223

32 0

8 16 24 28 32

8 0 88212 42783 130995

12 132318 42783 175101

16 0 42783

24 0 88212

28 0 132318

30 176425

32 0




16 24 32

8 80193 38894 119087

16 0 38894

24 0 80193

28 120290

32 0

32

16 35358

24 72903

32 0

ANEXO I. Costos de inversión acumulados de la alternativa 1

Costos de inversión acumulados del periodo 2014-2015 alternativa 1


2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Estado Costo

1 1050989 1050407 1182855 1055798 1151278 1127996 1335993 1070127 1123595 1107945 1284118 1103392 1241867 1206845 1463800 3 1050407

Mínimo

2 3 4 5 6 7 8 10 11 12 13 14 15 16 Estado Costo

2 523189 617237 595114 742011 576885 699591 666794 850909 2 523189

3 634407 718874 683633 843648 673036 801228 743572 952545 3 634407

4 239055 363829 321409 472727 4 239055

5 743798 791296 778178 938193 772483 862976 838118 1047091 5 743798

6 311478 458375 383158 567273 6 311478

7 399996 560011 459936 668909 7 399996

8 80193 189091 8 80193

9 867613 862127 990318 867028 957522 932663 1141636 11 862127

10 387795 510500 477703 661818 10 387795

11 483945 612137 554481 763455 11 483945

12 132318 283636 12 132318

13 583392 673885 649027 858000 13 583392

14 194067 378182 14 194067

15 270845 479818 15 270845

16 0 16 0

Mínimo


2 3 4 6 7 8 10 11 12 13 14 15 16 Estado Costo

2 523189 582857 569329 681846 559695 648021 623819 773554 2 523189

3 634407 675254 657848 774243 655846 740418 700597 865950 3 634407

4 239055 338044 304219 429752 4 239055

5 747676 743798 860193 755293 802166 786547 951901 7 743798

6 311478 423995 365968 515702 6 311478

7 399996 516391 442746 608099 7 399996

8 80193 171901 8 80193

10 387795 476120 451918 601653 10 387795

11 483945 568517 528696 694050 11 483945

12 132318 257851 12 132318

13 583392 630265 614647 780000 13 583392

14 194067 343802 14 194067

15 270845 436198 15 270845

16 0 16 0

Mínimo




2 4 6 7 8 10 11 12 14 15 16 Estado Costo

2 523189 551602 545888 627150 544068 601139 584751 703231 2 523189

3 635599 634407 711147 640219 685136 661529 787228 7 634407

4 239055 314603 288592 390684 4 239055

6 311478 392740 350341 468820 6 311478

7 399996 476737 427118 552817 7 399996

8 80193 156273 8 80193

10 387795 444865 428477 546957 10 387795

11 483945 528862 505255 630954 11 483945

12 132318 234410 12 132318

13 590611 583392 709091 15 583392

14 194067 312547 14 194067

15 270845 396544 15 270845

16 0 16 0

Mínimo

4 6 7 8 10 12 14 15 16 Estado Costo

2 523189 524578 577427 529861 558519 549234 639301 4 523189

4 239055 293293 274385 355167 4 239055

6 311478 364327 336134 426200 6 311478

7 399996 440688 412912 502561 7 399996

8 80193 142067 8 80193

10 387795 416452 407167 497234 10 387795

11 492813 483945 573595 15 483945

12 132318 213100 12 132318

14 194067 284134 14 194067

15 270845 360495 15 270845

16 0 16 0

Mínimo

4 6 8 12 14 15 16 Estado Costo

4 239055 273920 261470 322879 4 239055

6 311478 338496 323219 387455 6 311478

7 407915 399996 456874 15 399996

8 80193 129152 8 80193

10 390622 387795 452031 14 387795

12 132318 193727 12 132318

14 194067 258303 14 194067

15 270845 327722 15 270845

16 0 16 0

Mínimo





4 8 12 14 15 16 Estado Costo

4 239055 256309 249729 293526 4 239055

6 315014 311478 352232 14 311478

8 80193 117411 8 80193

12 132318 176116 12 132318

14 194067 234821 14 194067

15 270845 297929 15 270845

16 0 16 0

Mínimo

8 12 14 16 Estado Costo

4 240298 239055 266842 12 239055

8 80193 106737 8 80193

12 132318 160105 12 132318

14 194067 213474 14 194067

15 270845 16 270845

16 0 16 0

Mínimo

8 12 16 Estado Costo

8 80193 97034 8 80193

12 132318 145550 12 132318

14 194067 16 194067

16 0 16 0

Mínimo

8 16 Estado Costo

8 80193 88212 8 80193

12 132318 16 132318

16 0 16 0

Mínimo




16 Estado Costo

8 80193 16 80193

16 0 16 0

Mínimo

16 Estado Costo

16 0 16 0

Mínimo

ANEXO J. Costos de inversión acumulados de la alternativa 2



2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 Estado Costo

1 1081006 1076682 12128901071552 1179906 1154272 1367596 1083461 1150979 1132852 1314872 1126149 1271286 1233990 1499158 1123287 1113104 1262003 1089060 1223841 1192513 1429583 1092632 1189220 1164830 1372970 1151236 1325105 1283103 1564680 5 1071552

Mínimo

2 3 4 5 6 7 8 10 11 12 13 14 15 16 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 Estado Costo

2 553206 647272 623742 773615 604270 730345 696213 886267 586316 687214 658507 826430 633340 779271 740861 942618 2 553206

3 660682 748909 709908 875251 697943 831982 770717 987903 687933 788850 738979 928066 720750 880908 810659 1044255 3 660682

4 269090 395433 352163 508085 309032 448248 401090 564436 4 269090

5 759552 819924 804454 969796 795240 892395 865263 1082449 767889 854689 833524 1022612 811156 937043 905204 1138800 5 759552

6 340106 489978 412577 602631 374871 542794 457225 658982 6 340106

7 426272 591615 487081 704267 455342 644430 527023 760618 7 426272

8 111796 224449 164612 280800 8 111796

9 894997 887034 1021072 889785 986940 959808 1176994 875461 924068 909841 1069999 905702 1031588 999750 1233345 25 875461

10 415179 541254 507122 697176 444250 590180 551770 753527 10 415179

11 508852 642891 581626 798812 531659 691817 621568 855164 11 508852

12 163072 318994 211999 375345 12 163072

13 606149 703304 676172 893358 622065 747952 716114 949709 13 606149

14 223486 413540 268134 469891 14 223486

15 297990 515176 337932 571527 15 297990

16 35358 91709 16 35358

18 494607 595505 566798 734721 541631 687562 649152 850909 18 494607

19 596224 697141 647270 836357 629041 789199 718950 952545 19 596224

20 217323 356539 309380 472727 20 217323

21 676180 762980 741815 930903 719447 845334 813495 1047091 21 676180

22 283161 451085 365516 567273 22 283161

23 363633 552721 435314 668909 23 363633

24 72903 189091 24 72903

25 783752 832359 818132 978290 813993 939879 908041 1141636 25 783752

26 352540 498471 460061 661818 26 352540

27 439950 600108 529859 763455 27 439950

28 120290 283636 28 120290

29 530356 656243 624404 858000 29 530356

30 176425 378182 30 176425

31 246223 479818 31 246223

32 0 32 0

Mínimo


2 3 4 6 7 8 10 11 12 13 14 15 16 18 19 20 21 22 23 24 26 27 28 29 30 31 32 Estado Costo

2 553206 612892 597957 713449 587080 678775 653238 808912 577979 644497 624385 757928 607813 719364 689549 856926 2 553206

3 660682 705289 684123 805846 680753 771172 727742 901308 679595 736893 704856 850324 695223 811761 759347 949322 3 660682

4 269090 369648 334973 465110 300695 414126 375562 513124 4 269090

5 776304 770073 891796 778050 831585 813692 987259 759552 802732 790807 936275 785629 867896 845297 1035273 21 759552

6 340106 455598 395387 551060 366533 500076 431697 599074 6 340106

7 426272 547995 469891 643457 447005 592473 501495 691471 7 426272

8 111796 207259 156275 255273 8 111796

10 415179 506874 481337 637011 435912 547463 517648 685025 10 415179

11 508852 599271 555841 729407 523322 639860 587446 777421 11 508852

12 163072 293209 203661 341223 12 163072

13 606149 659684 641792 815358 613728 695995 673396 863372 13 606149

14 223486 379159 259797 427174 14 223486

15 297990 471556 329594 519570 15 297990

16 35358 83372 16 35358

18 494607 561125 541013 674556 524441 635992 606177 773554 18 494607

19 596224 653521 621484 766952 611851 728389 675975 865950 19 596224

20 217323 330754 292190 429752 20 217323

21 676180 719360 707435 852903 702257 784524 761925 951901 21 676180

22 283161 416704 348325 515702 22 283161

23 363633 509101 418123 608099 23 363633

24 72903 171901 24 72903

25 788739 783752 900290 788207 870474 847875 1037851 27 783752

26 352540 464091 434276 601653 26 352540

27 439950 556488 504074 694050 27 439950

28 120290 257851 28 120290

29 530356 612623 590024 780000 29 530356

30 176425 343802 30 176425

31 246223 436198 31 246223

32 0 32 0

Mínimo


2 4 6 7 8 10 11 12 14 15 16 18 20 22 23 24 26 27 28 29 30 31 32 Estado Costo

2 553206 581637 574516 658754 571452 631893 614170 738588 570400 605663 593364 695653 584607 664903 642901 779023 2 553206

3 665634 660682 742751 665126 715890 688674 822585 689660 673836 779650 672016 748900 712699 863020 7 660682

4 269090 346207 319346 426042 293116 383106 352356 466476 4 269090

6 340106 424343 379759 504178 358954 461242 408491 544613 6 340106

7 426272 508340 454263 588175 439426 545239 478289 628610 7 426272

8 111796 191631 148695 232066 8 111796

10 415179 475619 457896 582315 428333 508629 486627 622750 10 415179

11 508852 559616 532400 666312 515743 592626 556425 706747 11 508852

12 163072 269768 196082 310203 12 163072

13 620030 610537 744449 606149 648761 634562 784884 29 606149

14 223486 347905 252217 388340 14 223486

15 297990 431902 322015 472337 15 297990

16 35358 75793 16 35358

18 494607 529870 517572 619860 508814 589110 567108 703231 18 494607

19 613867 598043 703857 596224 673107 636906 787228 27 596224

20 217323 307313 276563 390684 20 217323

21 679705 676180 781994 686630 729242 715043 865364 23 676180

22 283161 385450 332698 468820 22 283161

23 363633 469447 402496 552817 23 363633

24 72903 156273 24 72903

26 352540 432836 410835 546957 26 352540

27 439950 516833 480633 630954 27 439950

28 120290 234410 28 120290

29 530356 572969 558770 709091 29 530356

30 176425 312547 30 176425

31 246223 396544 31 246223

32 0 32 0

Mínimo


4 6 7 8 10 12 14 15 16 20 22 23 24 26 27 28 30 31 32 Estado Costo

2 553224 553206 609030 557246 589273 578653 674658 570359 565164 639039 563510 615392 600494 708203 6 553206

4 269090 324897 305139 390525 286225 354905 331259 424069 4 269090

6 340106 395930 365553 461558 352064 425939 387394 495103 6 340106

7 426272 472291 440057 537919 432536 502300 457192 571464 7 426272

8 111796 177425 141805 210969 8 111796

10 415179 447206 436586 532592 421443 473326 458427 566136 10 415179

11 523567 511090 608953 508852 549686 528225 642497 27 508852

12 163072 248458 189192 282003 12 163072

14 223486 319491 245327 353036 14 223486

15 297990 395852 315125 429397 15 297990

16 35358 68902 16 35358

18 501457 496262 570137 494607 546490 531592 639301 26 494607

20 217323 286003 262356 355167 20 217323

22 283161 357036 318491 426200 22 283161

23 363633 433397 388289 502561 23 363633

24 72903 142067 24 72903

26 352540 404423 389525 497234 26 352540

27 439950 480784 459323 573595 27 439950

28 120290 213100 28 120290

29 536919 530356 644628 31 530356

30 176425 284134 30 176425

31 246223 360495 31 246223

32 0 32 0

Mínimo


4 6 8 12 14 15 16 20 22 23 24 26 28 30 31 32 Estado Costo

4 269090 305524 292224 358237 279962 329269 312080 385518 4 269090

6 340106 370100 352638 422813 345800 393845 368215 450093 6 340106

7 439519 427142 492232 426272 463264 438013 519512 23 426272

8 111796 164509 135541 191790 8 111796

10 421376 417213 487389 415179 441231 432791 514669 26 415179

12 163072 229085 182928 256366 12 163072

14 223486 293661 239063 320942 14 223486

15 297990 363080 308861 390361 15 297990

16 35358 62639 16 35358

20 217323 266630 249441 322879 20 217323

22 283161 331206 305576 387455 22 283161

23 363633 400625 375374 456874 23 363633

24 72903 129152 24 72903

26 352540 378593 370152 452031 26 352540

27 448012 439950 521450 31 439950

28 120290 193727 28 120290

30 176425 258303 30 176425

31 246223 327722 31 246223

32 0 32 0

Mínimo


4 8 12 14 15 16 20 22 24 28 30 31 32 Estado Costo

4 269090 287912 280483 328884 274267 305963 294644 350471 4 269090

6 346617 340896 387590 340106 364668 350779 409176 22 340106

8 111796 152768 129847 174355 8 111796

12 163072 211474 177234 233060 12 163072

14 223486 270179 233369 291765 14 223486

15 297990 333287 303167 354873 15 297990

16 35358 56944 16 35358

20 217323 249019 237700 293526 20 217323

22 283161 307724 293835 352232 22 283161

23 370832 363633 415340 31 363633

24 72903 117411 24 72903

26 355111 352540 410937 30 352540

28 120290 176116 28 120290

30 176425 234821 30 176425

31 246223 297929 31 246223

32 0 32 0

Mínimo




8 12 14 16 20 24 28 30 31 32 Estado Costo

4 271902 269809 302200 269090 284775 278794 318610 20 269090

8 111796 142095 124670 158504 8 111796

12 163072 195463 172057 211873 12 163072

14 223486 248832 228192 265241 14 223486

15 306203 297990 322612 31 297990

16 35358 51767 16 35358

20 217323 233008 227026 266842 20 217323

22 286377 283161 320211 30 283161

24 72903 106737 24 72903

28 120290 160105 28 120290

30 176425 213474 30 176425

31 246223 270845 31 246223

32 0 32 0

Mínimo

8 12 16 24 28 30 32 Estado Costo

8 111796 132391 119964 144095 8 111796

12 163072 180908 167351 192612 12 163072

14 229425 223486 241128 30 223486

16 35358 47061 16 35358

20 218453 217323 242584 28 217323

24 72903 97034 24 72903

28 120290 145550 28 120290

30 176425 194067 30 176425

31 246223 32 246223

32 0 32 0

Mínimo

8 16 24 28 32 Estado Costo

8 111796 123570 115686 130995 8 111796

12 167676 163072 175101 28 163072

16 35358 42783 16 35358

24 72903 88212 24 72903

28 120290 132318 28 120290

30 176425 32 176425

32 0 32 0

Mínimo




16 24 32 Estado Costo

8 115551 111796 119087 24 111796

16 35358 38894 16 35358

24 72903 80193 24 72903

28 120290 32 120290

32 0 32 0

Mínimo

32 Estado Costo

16 35358 32 35358

24 72903 32 72903

32 0 32 0

Mínimo

ANEXO K. Rutas alternantes para la desconexión de generadores eléctricos en la central de generación

4 4 4 4

6 6 6

7

8 8 8 8 8 8 8

10

12 12 12 12 12 12

14 14 14 14 14

15 15 15 15

16 16 16 16 16 16 16 16 16

2030

1874 kW 1334 kW

20342033

1452 kW

2032

1581 kW

2031

1721 kW

2026

2633 kW

2029

2040 kW

2028

2221 kW

2027

2418 kW

ANEXO L. Ubicación del Complejo Ambiental del relleno sanitario de Santo Domingo

APROBÓ: ING. NÉSTOR ALBÁN


PLANO: N° 01

DIBUJÓ: ROBERTO LESCANO

PROYECTO: ETE-GEEB FECHA: DIC-2014

ESCALA: 1:1UBICACIÓN DEL COMPLEJO AMBIENTAL

DEL RELLENO SANITARIO DE STO. DGO.

Nav

e de

Alm

acen

amie

nto

Vestidores y Baños

BásculaGuardianía

Cisterna

PARA RESIDUOS HOSPITALARIOS

CELDAS DE SEGURIDAD

Tanq

ue S

éptic

o

Planta de Tratamiento deLixiviados

Piscina Proyectada

Retiro desd

e el río

200 m

Retiro desd

e el río

200 m

CELDACANAL PERIMETRAL DRENAJE

Planta de Tratamiento

Vía Q

ueve

do K

m 3

2

AdministraciónParqueaderosPiscina Existentes

Luz de America

Vía Sto. Dgo. - Quevedo

SITIO DELPROYECTO

Complejo Ambiental

Km 23

Recinto La Primavera

ESPE ADMINISTRACIÓN

Vía Quevedo Km 32

UBICACIÓN:

COMPLEJO AMBIENTAL

SANTO DOMINGO

de P

rodu

ctos

Rec

icla

bles

Pla

nta

de S

epar

ació

n de

Res

iduo

s

ANEXO M. Diagrama eléctrico unifilar de la central de generación eléctrica en el relleno sanitario

de Santo Domingo

440V 3Ø

440V,60Hz

800kW, 3Ø

440V,60Hz

600kW, 3Ø

440V,60Hz

400kW, 3Ø

440V,60Hz

1015kW, 3Ø

5MVA, 3Ø

440V/13,8kV 60Hz

ALIMENTADOR 13,8kV 3Ø

CNEL EP SANTO DOMINGO

LÍNEA AÉREA 13,8kV 3Ø

Luz de America

Vía Sto. Dgo. - Quevedo

SITIO DELPROYECTO

Complejo Ambiental

Km 23

Recinto La Primavera

ESPE ADMINISTRACIÓN

Vía Quevedo Km 32

APROBÓ: ING. NÉSTOR ALBÁN


PLANO: N° 01

DIBUJÓ: ROBERTO LESCANO

PROYECTO: ETE-GEEB FECHA: DIC-2014

ESCALA: 1:1

DIAGRAMA ELÉCTRICO UNIFILAR DE LA

CENTRAL DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

EN EL RELLENO SANITARIO DE STO. DGO.

UBICACIÓN:

COMPLEJO AMBIENTAL

SANTO DOMINGO

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TESIS ROBERTO LESCANOrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/19382/1/7559... · 2019. 12. 11. · “estudio tÉcnico-econÓmico de la generaciÓn de energÍa elÉctrica empleando