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Retos de la Dirección
versión On-line ISSN 2306-9155
Rev retos vol.10 no.2 Camagüey jul.-dic. 2016
ARTÍCULO
Evaluación financiera preliminar de una tecnología para desulfuración de gases de la combustión en centrales termoeléctricas
Preliminary Financial Assessment of Technology for Desulfuration of Gases from Thermal Power Plants
Dr. C. Isnel Benítez Cortés1, Dr. C. Luis Beltrán Ramos Sánchez1, Dr. C. Agustín García Rodríguez2, MSc. Fernando Prieto Montenegro3, Dra. C. Alicia Rodríguez Gregorich4 y Dra. C. María Caridad Julián Ricardo1
1 Departamento de Ingeniería Química, Universidad de Camagüey Ignacio Agramonte Loynaz. isnel.benites@reduc.edu.cu
2 Departamento de Ingeniería Química, Universidad Central Martha Abreu de Las Villas
3 Central termoeléctrica 10 de Octubre, Nuevitas, Camagüey
4 Vicerrectoría de Formación, Universidad de Camagüey Ignacio Agramonte Loynaz
RESUMEN
El objetivo de este trabajo es realizar una evaluación económica y financiera preliminar de una tecnología para reducir el dióxido de azufre en los gases de la combustión que presenten niveles de SO2 superiores al 98 %, en centrales termoeléctricas que consumen petróleo crudo cubano con alto contenido de azufre, con vistas a reducir los costos de mantenimiento y las pérdidas económicas asociadas a la indisponibilidad de las unidades por mantenimiento, así como los impactos atmosféricos. Se analizan los principales aspectos económicos y financieros asociados a las tecnologías en el mundo, así como una valoración de los aspectos positivos y negativos de una tecnología propuesta para las condiciones del consumo de petróleo crudo cubano teniendo en cuenta la incertidumbre en los principales parámetros de explotación (potencia eléctrica de generación, conversión de la cal y la remoción del dióxido de azufre). A partir de la simulación matemática, se determinaron los principales indicadores dinámicos de la inversión para los rangos de parámetros técnicos de operación establecidos. Los resultados muestran niveles favorables en el valor actual neto, la tasa interna de retorno y el periodo de recuperación de la inversión.
Palabras clave: evaluación financiera, factibilidad, desarrollo, inversión, desulfuración de flujo de gases, dióxido de azufre.
ABSTRACT
The aim of this work is to conduct a preliminary economic and financial evaluation, of a technology to reduce sulfur dioxide in the flue gases at levels greater than 98%, in electric power plant that consume Cuban crude oil, with high sulfur content, with a view to reducing costs maintenance and economic losses associated with the unavailability of the units, and atmospheric impacts. The costs an analysis of the main economic and financial issues associated with the technologies of the world is made; and an assessment of the positive and negative aspects of a technology proposed conditions of consumption of Cuban crude oil, taking into account the uncertainty in key operating parameters (electric power generation, conversion lime and removal sulfur dioxide). From the use of mathematical simulation, dynamic key indicators for investment ranges established technical parameters of operation are determined. The results show favorable levels of the Net Present Value, the Internal Rate of Return and Payback Period of the Investment.
Key words: financial evaluation, feasibility, investment, development, flow gas desulphuration, sulfur dioxide.
INTRODUCCIÓN
El uso del petróleo crudo cubano ha sido una alternativa para la generación de energía en centrales termoeléctricas. Este crudo nativo tiene un alto contenido de azufre en comparación con los combustibles utilizados en el mundo. Esto conlleva al incremento del nivel de dióxido de azufre (SO2) en los gases y provoca, en primer lugar, la corrosión de los sistemas de intercambio calórico en la zona de baja temperatura, fundamentalmente en los calentadores de aire regenerativos (CAR). Como consecuencia se acortan los ciclos de mantenimiento al disminuir su vida útil, con el consiguiente efecto económico. En segundo lugar, ha provocado el aumento de las emisiones de este gas a la atmósfera por encima de las normas internacionales, incrementando la contaminación atmosférica. Se espera que estos niveles se incrementen alrededor de un 38 % en el 2030 (Pretorius, Piketh, Burger y Neomagus, 2015). En la provincia Camagüey, Cuba, los centros capacitados para esta tarea no han estudiado la situación con la profundidad necesaria; aunque se conoce que es precisamente el consumo de combustibles para la generación de electricidad el mayor contribuyente a estas emisiones, con 70 894,37 t/a (toneladas anuales), que representan el 91,76 % del total provincial, lo que equivale a emisiones per cápita de 0,097 t de S02/habitante en Camagüey. Aunque esta situación no es alarmante, debe reconocerse que las diferentes plantas y sistemas de generación de energía que trabajan con el crudo nacional, se han convertido en emisores de este gas, al no contar con plantas de tratamiento de los gases de combustión. El Lineamiento 133 de la política económica y social del Partido y la Revolución (PCC, 2011) plantea la necesidad estratégica de centrar los esfuerzos para reducir las emisiones de gases contaminantes a la atmósfera: Sostener y desarrollar investigaciones integrales para proteger, conservar y rehabilitar el medio ambiente y adecuar la política ambiental a las nuevas proyecciones del entorno económico y social. Priorizar estudios encaminados al enfrentamiento al cambio climático y, en general, a la sostenibilidad del desarrollo del país. Enfatizar la conservación y uso racional de recursos naturales como los suelos, el agua, las playas, la atmósfera, los bosques y la biodiversidad, así como el fomento de la educación ambiental (p. 22).
Aunque existe un número importante de tecnologías basadas en el tratamiento de los gases de la combustión a la salida de los sistemas de intercambio de calor, específicamente antes de su entrada a la chimenea, no se han desarrollado otras que reduzcan este gas antes de los calentadores de aire regenerativos y permitan reducir sus emisiones medioambientales y los problemas de corrosión que limitan su vida útil con el consecuente efecto económico, como sucede en Cuba. Por tales motivos, es de gran importancia la propuesta de una tecnología diseñada para las condiciones del crudo cubano, que permita aumentar la vida útil de las unidades de generación y tenga impacto económico y medioambiental, la cual no se ha desarrollado hasta el momento. Sin embargo, para tomar decisiones en el proceso inversionista es necesaria la evaluación económica y financiera de esta propuesta siguiendo los criterios aceptados en la práctica internacional para este caso. Por tales motivos, se trazó como objetivo realizar una evaluación económica y financiera preliminar de una tecnología para reducir el dióxido de azufre en los gases de la combustión a niveles superiores al 98 % en centrales termoeléctricas que consumen petróleo crudo cubano con alto contenido de azufre, para reducir los costos de mantenimiento y las pérdidas económicas asociadas a la indisponibilidad de las unidades, así como los impactos atmosféricos.
DESARROLLO
Principales tecnologías utilizadas en la reducción del SO2 Las tecnologías de lavado de gases constituyen una parte importante de los métodos más aplicados en la reducción de las emisiones del SO2 (Jamil, Ming, Jamil y Jamil, 2013), pues logran reducciones del 99 %. Entre ellas se destacan las tecnologías de lavado seco y húmedo. Las tecnologías de lavado seco utilizan lechadas de hidróxido de calcio en un reactor de secado por atomización, y emplean el propio calor de los gases para el secado de los productos (Carpenter, 2012; North, Engelbrecht y Oboirien, 2015) con eficiencia de remoción entre 92 a 95 %, y más. Presentan bajos costos de mantenimiento y operación ya que el consumo de energía es mucho menor que en las de lavado húmedo. Son muy utilizadas en plantas de potencia consumidoras de carbón como combustible (Brinckerhoff, 2013). De forma general, se espera que los costos de inversión de estas plantas se eleven de $20,00/t en 2020 y alcancen los $72,10/t en 2044 (Knight y Daniel, 2015). A esto se suma el bajo costo de la cal, el corto tiempo de depreciación y bajo factor de capacidad de planta anual, y que los productos finales no demandan un proceso de eliminación de agua, por lo que no se necesitan plantas de tratamiento de aguas residuales. Por otra parte, estos residuales son químicamente estables y pueden emplearse para el sellado de porciones de terreno, pues se han reportado construcciones de micropresas con buenos resultados de impermeabilidad (Anthony, 1997; Butalia, Wolfe y Walter 2001; Curry, 2013), por lo que resulta una fuente de ingresos considerable. La tabla muestra algunos criterios económicos de la implementación de estas tecnologías. Evaluación de la propuesta tecnológica Aspectos positivos y negativos de la tecnología La tecnología prevé la disminución de la frecuencia de los mantenimientos en el CAR por concepto de corrosión a bajas temperaturas, la cual está, actualmente, alrededor de los 6 meses-1. Según reportes históricos de la central termoeléctrica (CTE) 10 de Octubre, un mantenimiento parcial de un CAR cuesta $425 485,00. Adicionalmente, estas reparaciones conllevan la indisponibilidad de la unidad por 25-30 días, tiempo en el cual se pierde gran cantidad de ingresos por energía dejada de producir. Con los datos de una serie histórica, se realiza un análisis de Pareto para determinar los valores promedio históricos de las partidas del costo de producción del (MWh) (Figura 1). Este análisis indica que el costo de las materias primas -fundamentalmente el sorbente y el combustible- representa más del 75 % del costo total y que, junto al mantenimiento y explotación, alcanzan el 95 %. Esto significa que la introducción de tecnologías que reduzcan estas partidas del costo puede conducir a notables beneficios económicos, de ahí la importancia de esta propuesta tecnológica. La introducción de la tecnología es una vía para controlar las emisiones de SO2 a la atmósfera, y de esta forma lograr el beneficio ambiental global. La suma de esas emisiones alcanza la cifra de casi 144 000 t en cinco años, equivalentes, a su vez, a muchos miles más de toneladas de ácido sulfúrico que caen como lluvias ácidas en algún punto de la tierra, las cuales tienen impacto económico negativo al afectar grandes áreas destinadas a la agricultura y la ganadería. Según estudios realizados en la CTE, la carga contaminante por concepto del SO2 ha pasado de 5 559 t/a cuando se empleaba fuel-oil, a unas 11 031 t/a, lo que representa el incremento de un 98 %. No obstante, la inversión que se debe realizar implica una suma importante de recursos financieros que, junto al costo de operación de esta planta, afectarán el costo de producción. De acuerdo con los datos reportados por empresas suministradoras, los costos de inversión pueden oscilar alrededor de los $98,2/kW de capacidad instalada (Miller, Webster, Rader, Aken y Bussell, 2003), lo cual para una unidad de 125 MW asciende a unos 12,25 millones de dólares. Por su parte, los costos operacionales son de $0,29/kWh y corresponden al 21,92 %/año. Factores y parámetros en el diseño de la tecnología que influyen en los resultados económicos y financieros La potencia de generación de la unidad es el parámetro principal en el análisis de la tecnología ya que define la capacidad de la planta y, por tanto, el monto de las inversiones. Si la potencia aumenta se incrementará el volumen de los gases de la combustión, con influencia directa en las dimensiones del equipamiento. Esto incrementaría el costo de inversión. Por otra parte, al aumentar los gases de la combustión crecería el flujo de SO2 que se debe tratar y a su vez el consumo de la materia prima, los cuales elevan los costos operacionales. Ya que el objetivo de la tecnología es remover la mayor cantidad de SO2 posible, mientras mayor sea la remoción de dióxido de azufre, mayor será el efecto beneficioso sobre los costos de mantenimiento del CAR y los costos por paradas debido a roturas; además, se disminuirá aún más la emisión de este gas contaminante a la atmósfera; aumentarán las ventas del residual producido y la generación eléctrica por concepto de reducción del tiempo de indisponibilidad. Sin embargo, en la medida que la remoción aumente, el volumen total de los reactores será mayor con un efecto económico adverso. La inyección al sistema de un volumen creciente de aditivo traería afectaciones en la eficiencia global del sistema de generación de vapor por concepto de consumos adicionales de energía para su calentamiento. Asimismo, volúmenes crecientes de aditivo incrementarán los costos en materiales. Una de las variables fundamentales que se deben considerar en el diseño de la tecnología es la conversión del CaO ya que tiene marcada influencia en los costos de operación y de inversión de la planta. Mientras mayor sea la conversión del CaO, habrá ahorro por concepto de materia prima por lo que disminuirían los costos de producción, pero se incrementaría el tamaño del reactor, con lo que se afectará la inversión. Por su parte, mientras menor sea la conversión, mayores serán los costos por concepto de materia prima -se obtendría un residual poco convertido- y el costo de la inversión, pues el volumen y las capacidades del equipamiento aumentarían para trasegar y manipular mayor cantidad de sólidos en el proceso. Diseño experimental para la simulación Para dar respuesta a estas contradicciones es necesario evaluar el comportamiento de los indicadores dinámicos de la inversión, teniendo en cuenta las variaciones posibles de los principales parámetros operacionales en estudio, que gobiernan, en parte, el comportamiento de todos los indicadores financieros y económicos. Por tales motivos se trabaja con tres niveles de potencia (70; 90 y 110 MW), a partir de resultados históricos obtenidos en la central; y tres niveles de remoción del dióxido de azufre (90; 95 y 99 %), según exigencias mundiales (Cofala y Syri, 1998) y tres valores de conversión (5; 10 y 15 %) (Benítez, Álvarez, Ramos y De la Torre, 2005). Además, se reportan rangos de comportamiento de estos indicadores financieros en los niveles seleccionados. De esta forma se obtiene un diseño experimental 33 con 27 combinaciones. Desarrollo de los indicadores económico-financieros Como se definió anteriormente, el proceso puede ser dimensionado tomando como criterios de efectividad los indicadores dinámicos que describen la eficiencia de la inversión, como son el valor actual neto y la tasa interna de retorno. Egresos anuales de la tecnología Basado en la metodología propuesta por Cofala y Syri (1998), los siguientes indicadores son los que poseen mayor impacto en el análisis económico. Dentro de los egresos se consideran: Pagos anuales de la inversión: incluyen la amortización del equipamiento y el interés bancario. Costos fijos: asociados al mantenimiento y al costo operativo de la administración, los cuales no están directamente relacionados con la operación de la planta. Costos variables: relacionados directamente con producción e incluyen: - Gastos de materias primas: por concepto del sorbente empleado en la remoción del SO2. - Consumo de electricidad: en los motores eléctricos para mover al reactor, los empleados en el trasiego y calentamiento del sólido. - Gastos de salarios: asociados a la mano de obra necesaria en la operación de la planta. Ingresos anuales de la tecnología Ventas del residual sólido como material de la construcción. Reducción de los costos de mantenimiento del CAR por la disminución de la frecuencia en su mantenimiento parcial provocado por los efectos de la corrosión. Incremento en la generación eléctrica por disminución del tiempo perdido por indisponibilidad en los mantenimientos. Se considerará que los pagos de la inversión correspondientes a la amortización y los intereses financieros se realizan al final de cada año, por lo que dentro de los flujos de caja aparecerá un egreso dado por los pagos anuales de la inversión. Estimación de la inversión total Estimación del costo de adquisición del equipamientoEl costo de adquisición de los equipos principales se estima por el método planteado por Peters y Timmerhaus (1991), el cual es ampliamente utilizado en la práctica internacional para evaluar los procesos inversionistas en la ingeniería química. Ellos reportan gráficamente el comportamiento de los costos del equipamiento de la industria química en el mercado internacional en función de sus capacidades, el tipo de equipos u otra variable tecnológica que describa su funcionamiento. Con las expresiones matemáticas que caracterizan estos comportamientos, se obtienen los costos de adquisición según las capacidades obtenidas para cada equipo, y se actualizan para el año 2015 (Peters y Timmerhaus, 1991). A continuación, se determinan los costos de adquisición y montaje de cada uno de los equipos involucrados en la tecnología, así como el costo de adquisición total a partir de la siguiente expresión:
Reactor rotatorio: será estimado en función de su capacidad o volumen total (Maloney, 2008). En ausencia de datos precisos sobre el costo de adquisición de este equipo se decidió tomar el dato de un secador tambor rotatorio de mezcla directa con las mismas características constructivas. Empleando los nomogramas del texto mencionado se encontró la relación entre el costo de adquisición del reactor y su longitud LR:
Como el costo de todo el equipamiento está referido al año 1990, se debe corregir con los índices de costo. Por lo tanto, el costo total de adquisición de los equipos es:
Para determinar el pago anual de la inversión se fijan los egresos anuales sobre la base del interés real (Cofala y Syri, 1998), según:
![](/img/revistas/rdir/v10n2/f0609216.gif)
Se estimará este costo sobre la base del costo total de la inversión (Cofala y Syri, 1998), procedimiento aceptado a nivel internacional para la implementación de este tipo de tecnologías de lavado de gases de combustión, el cual se recomienda hacer sobre la base de una fracción anual de la inversión total, o sea:
Costo de materias primas: este es el costo de la cal consumida en el proceso, que depende de la conversión que se alcance en el reactor. Al plantear un balance de masa en el reactor resulta que la cal que se necesitará para una conversión dada será:
![](/img/revistas/rdir/v10n2/f0709216.gif)
Consumo de electricidad adicional: a falta de mejor información, este costo será estimado a partir de datos de plantas de desulfuración de gases de la combustión reportados por Cofala y Syri (1998) para la inyección de hidróxido de calcio en petróleos de bajo contenido de SO2, en la zona de alta temperatura. Según estos autores, la demanda de electricidad en función del consumo de energía del combustible es de fCE=5x10-4 kWh/MJ de combustible consumido. A partir de este dato se obtiene:
![](/img/revistas/rdir/v10n2/f0809216.gif)
Costo de mano de obra: se emplea un valor estimado. La demanda de fuerza de trabajo asciende a DFT = 10,8 hombre-año/GW de energía producida (Cofala y Syri, 1998). De ahí que:
El cálculo económico de estas ventas se obtiene por la siguiente expresión:
En la actualidad el costo de mantenimiento de estos agregados se ha incrementado considerablemente porque, al emplear petróleo crudo cubano -cuyo contenido de azufre es de alrededor del 7 %-, fue necesario disminuir a 6 meses la frecuencia de los mantenimientos; a diferencia de la etapa en que se usaba fuel-oil de buena calidad, con contenido de azufre inferior al 2 %, cuando distaban 14 meses entre mantenimientos. Para esto se relacionan los costos del trabajo con fuel-oil, y los recientes del trabajo con petróleo crudo cubano. Por tanto, se puede plantear:
Las pérdidas por indisponibilidad afectan los ingresos de la CTE y las pérdidas de eficiencia asociadas a la entrada y salida de la unidad del sistema energético nacional. De introducirse la tecnología propuesta, estas pérdidas se convertirían en ingresos. Para su estimación se debe tener en cuenta el tiempo perdido en la realización del mantenimiento planificado, que oscila de 25 a 30 días. A estos ingresos se le resta el costo de esa generación, utilizando el costo unitario de producción promedio asociado a la generación en esos días para obtener los ingresos reales, y se escoge el promedio de los 10 últimos años. Para ello se utiliza una base de datos de la serie histórica de los costos de producción, y se obtiene el valor de 0,57$/MWh, con un coeficiente de variación de 10,31 %. Este efecto se determina por la siguiente expresión:
CONCLUSIONES
La implementación de esta tecnología aumenta el periodo de vida útil de los calentadores de aire regenerativos y reduce los costos de mantenimiento, las pérdidas económicas por indisponibilidad de la unidad de generación, así como los costos asociados a la contaminación ambiental. Los resultados de los indicadores dinámicos muestran la factibilidad técnica y económica de acometer la inversión de la planta para la reducción del dióxido de azufre en los gases de la combustión de petróleo crudo cubano con alto contenido de azufre.
REFERENCIAS
ANTHONY, E. J. (1997). The Characterization of Solid Residues from PFBC Boilers. Canadian Journal of Chemical Engineering, V(75), 1115-1121. Recuperado el 4 de septiembre de 2016, de http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/cjce.5450750615/abstract
PRETORIUS, l., PIKETH, S., BURGER, R. y NEOMAGUS, H. (2015). A perspective on South African Coal Fired Power Station Emissions. Journal of Energy in Southern Africa, 26(3), 7-40. Recuperado el 10 de febrero de 2016, de http://www.scielo.org.za/scielo.php?script=sci_abstract&pid=S1021-447X2015000300004
Recibido: 25/01/2016
Aprobado: 20/09/2016
Isnel Benítez Cortés. Departamento de Ingeniería Química, Universidad de Camagüey Ignacio Agramonte Loynaz. isnel.benites@reduc.edu.cu