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Máster Oficial Universitario en Energías RenovablesMáster Oficial Universitario en Ene...
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Índice
1. Introducción
2. Comentarios sobre las plantas de biogás
3. Cálculo de la can...
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1. Introducción
El trabajo consiste en la realización de un diseño y calculo básicos d...
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fertilizantes, pues actúa mejorando parte de las características físicas del suelo (au...
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nitroso, y reducción del dióxido de carbono ahorrado por sustitución de energía fósil ...
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metano que se produce con ese residuo, y sumamos las cantidades obtenidas para todos
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Estimación de la producción anual y mensual de biogás y de metano en una
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c) Como biocarburante, es decir, como combustible para vehículos.
d) Para su inyección...
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A esta concentración de sulfuro de hidrógeno se llega fundamentalmente cuando se
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b) Este nuevo esquema retributivo será detallado en una orden del Ministerio de Indus...
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que dicho régimen suponga una reducción importante de los ingresos por venta de
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[Nota 2: El índice conocido como GWP (acrónimo del inglés Global Warming Potential) e...
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Figura 2:Figura 2:Figura 2:Figura 2: Datos de emisiones de dióxido de carbono en la p...
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7. Esquema de principio de la planta
Para completar el trabajo, y aunque no es exigid...
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tratamiento térmico se representa por un intercambiador de calor). También sería posi...
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También puede disponerse de un gasómetro separado. En el esquema propuesto
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eliminación, además de los restos de agua y de sulfuro de hidrógeno que aún pueda
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p) Desde el tanque de almacenamiento (21) el líquido biofertilizante se bombea a los
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Vol. II - La biomasa”), es decir, en presencia de oxígeno, en el que se producen una ...
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FiguraFiguraFiguraFigura 3333:::: Esquema de principio de una planta de producción de...
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FiguraFiguraFiguraFigura 4444:::: Leyenda correspondiente al esquema de la Figura 3
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8. Algunas conclusiones
Una vez realizados los cálculos requeridos por el trabajo y e...
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el suelo, el agua y las plantas (de ahí que exista una legislación específica para ev...
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contribuyendo a su vez a un menor empleo de fertilizantes de origen químico. Ello deb...
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decíamos en el apartado c) anterior que la realización de estudios a medida sobre los...
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  1. 1. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 1/25 Máster Oficial Universitario en Energías RenovablesMáster Oficial Universitario en Energías RenovablesMáster Oficial Universitario en Energías RenovablesMáster Oficial Universitario en Energías Renovables Trabajo T10_12E Planteamiento Una empresa con actividades diversificadas, tiene entre sus áreas de negocio el aprovechamiento de la biomasa para fines energéticos. Tiene constancia de la existencia de potencial suficiente en una determinada zona como para ubicar en ella una central de generación eléctrica. Tras el correspondiente trabajo de campo, llega a la conclusión de que la producción anual de diferentes tipos de residuos de biomasa en un radio de máximo 25 km de la ubicación posible de la central, hace viable el proyecto. La distribución de los residuos de biomasa, así como el ratio de generación de biogás de cada uno de ellos y su contenido en metano, viene reflejado en la tabla siguiente. Tipos de residuos Cantidad (t/año) Generación (m3/t) CH4 (%) Purín de cerdo 45.000 20 60 Maíz ensilado 18.000 180 59 Puerros 25.000 80 58 Zanahorias 12.000 80 58 Residuos de matadero 10.900 130 59 Lodos de EDAR 4.000 100 65 Grasas 2.500 130 65 Glicerina 8.000 265 65 Sangre 4.000 100 59 Para realizar el trabajo, se debe de considerar que la distribución mensual de entrada de los residuos en planta es homogénea en todos los meses del año. Con los datos anteriores se pide: 1. Cuantificar la cantidad de biogás mensual y anual que se generaría, así como el contenido en metano aproximado que contendría dicho biogás (con dos dígitos). 2. Calcular la electricidad mensual y anual que se generaría suponiendo que todo el biogás es introducido en motores, los cuales tienen un rendimiento de transformación del 40% y un funcionamiento anual de 8.000 horas. 3. ¿Cuál sería la potencia a instalar, teniendo en cuenta las premisas anteriores? 4. ¿Qué cantidad de emisiones de dióxido de carbono se evitan con la electricidad generada a partir de los residuos biomásicos considerados? DATOS: PCI del metano = 9.000 Kcal/m3. Considerar el factor de emisión del mix de generación del año 2011, publicado por UNESA en su página web.
  2. 2. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 2/25 Índice 1. Introducción 2. Comentarios sobre las plantas de biogás 3. Cálculo de la cantidad de biogás generado y de su contenido en metano 4. Cálculo de la electricidad generada 5. Cálculo de la potencia eléctrica a instalar 6. Cálculo de las emisiones de dióxido de carbono evitadas 7. Esquema de principio de la planta 8. Algunas conclusiones
  3. 3. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 3/25 1. Introducción El trabajo consiste en la realización de un diseño y calculo básicos de una planta de producción de biogás mediante el proceso de digestión anaerobia de diversos tipos de residuos. Para redactar el trabajo seguiremos básicamente el esquema y los datos contenidos en el enunciado del mismo. Es decir: a) En primer lugar calcularemos la cantidad de biogás mensual y anual que se generaría, así como el porcentaje en metano aproximado que contendría dicho biogás (con dos dígitos; nosotros entendemos que los dos dígitos se refieren sólo al dato de contenido en metano). b) A continuación, determinaremos la electricidad mensual y anual que se podría producir suponiendo que todo el biogás generado es introducido en motores, los cuales tienen un rendimiento de transformación del 40% y un funcionamiento anual de 8.000 horas. c) El paso siguiente será la determinación de la potencia a instalar, teniendo en cuenta las premisas anteriores. d) El enunciado pide también que se calcule la cantidad de emisiones de dióxido de carbono que se evitarían con la electricidad generada a partir de los residuos biomásicos considerados. e) Y, finalmente, para concluir el trabajo, y aunque no es exigido por el enunciado, dibujaremos un esquema de principio de la planta, y expondremos algunas conclusiones a modo de resumen. 2. Comentarios sobre las plantas de biogás Como se dice en la página 184 del libro “Otras formas de energía. Vol. II - La biomasa”, “La fermentación anaeróbica (o anaerobia, adjetivo que utilizaremos preferentemente en este trabajo) o digestión anaeróbica es aquel proceso en el que se produce la degradación de la materia orgánica en ausencia de oxígeno, gracias a la acción de una serie de microorganismos (bacterias), generando un gas combustible denominado “gas de vertedero” o “biogás”, dependiendo de si la reacción se produce en un vertedero controlado y sellado o en digestores de manera forzada (biometanización para el caso de la fracción orgánica de los RSU), respectivamente, así como otra serie de compuestos donde están presentes los compuestos minerales. El proceso de digestión anaeróbica se puede llevar a cabo con diferentes tipos de biomasas, como son los residuos agrícolas y ganaderos, los lodos de EDAR, los residuos industriales orgánicos, así como la fracción orgánica de los RSU. En aquella instalación en la que participan conjuntamente en el proceso dos tipos (o más) de biomasas se denomina ‘codigestión’”. Como complemento al texto anterior extraído del libro citado diremos que la digestión anaerobia es un proceso biológico en el que la materia orgánica, en ausencia de oxígeno y mediante la acción de un grupo de bacterias específicas, se descompone en un producto gaseoso, llamado “biogás” (metano, dióxido de carbono, hidrógeno, sulfuro de hidrógeno, etc.), y en digestato, que es una mezcla de productos minerales (nitrógeno, fósforo, potasio, calcio, etc.) y compuestos de difícil degradación, y que constituyen un producto ligeramente básico (pH ≈ 7,5) al que se le atribuyen una serie de propiedades
  4. 4. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 4/25 fertilizantes, pues actúa mejorando parte de las características físicas del suelo (aumenta la retención de la humedad y la cantidad de infiltración de agua). El biogás contiene un alto porcentaje en metano (entre 50-70%), por lo que es susceptible de un aprovechamiento energético mediante su combustión en motores, turbinas o calderas, bien sólo o mezclado con otro combustible, aunque también puede tener otros usos. Su otro componente principal es el dióxido de carbono (30-50 %). Por su parte, la composición del digestato sufrirá importantes variaciones dependiendo del tipo de materia orgánica que es degradada en el proceso de digestión anaerobia, aunque en términos medios podemos decir que se encuentra constituido por aproximadamente un 85% de materia orgánica, un 2,5-3 % de nitrógeno y que presenta un porcentaje normalmente inferior al 2 % de fósforo y potasio. El proceso controlado de digestión anaerobia es uno de los más idóneos para la reducción de emisiones de efecto invernadero, el aprovechamiento energético de los residuos orgánicos y el mantenimiento y mejora del valor fertilizante de los productos tratados. La digestión anaerobia, conforme a lo indicado al principio de este punto, puede aplicarse, entre otros, a los siguientes tipos de biomasa residual (utilizamos básicamente la clasificación de las páginas 39 a 93 del libro “Otras formas de energía. Vol. II - La biomasa”): a) Residuos agrarios. a) 1. Residuos agrícolas. En nuestro caso correspondería al maíz ensilado, los puerros y las zanahorias. a) 2. Residuos ganaderos. En nuestro caso sólo tenemos el purín de cerdo. b) Residuos industriales. b) 1. Residuos de industrias agrícolas. En nuestro caso podría ser la glicerina (entendemos que se trata de glicerina no alimentaria), considerada como subproducto de la producción de biodiésel a partir de aceites vegetales usados. b) 2. Residuos de industrias ganaderas. En nuestro caso incluirían los residuos de matadero, las grasas (que también son un residuo típico de matadero) y la sangre. c) Residuos antropogénicos. c) 1. Lodos de depuradora. En nuestro caso son los lodos de EDAR (Estación Depuradora de Aguas Residuales). c) 2. Residuos sólidos urbanos (RSU) o residuos municipales. Se entiende que es la fracción orgánica de estos residuos, que no aplican en el caso de estudio. Estos residuos se pueden tratar de forma independiente o conjunta, mediante lo que se ha dado en llamar “codigestión”, como decíamos al principio. Los beneficios principales asociados a la digestión anaerobia son: i) reducción significativa de malos olores; ii) mineralización, por ejemplo, de los purines, que pasan de ser un abono orgánico a ser un biofertilizante de características similares a los abonos químicos; iii) producción de energía renovable si el biogás se aprovecha energéticamente y sustituye a una fuente de energía fósil; y, iv) reducción de emisiones de gases de efecto invernadero derivadas de la reducción de emisiones incontroladas de metano y de óxido
  5. 5. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 5/25 nitroso, y reducción del dióxido de carbono ahorrado por sustitución de energía fósil (lo dicho en iii)). Más adelante, en el punto 8., se expondrán más detalladamente las ventajas de este proceso. La digestión anaerobia se puede llevar a cabo, como ya se ha dicho, con uno o más tipos de residuos, con las únicas premisas de que: i) sean básicamente líquidos o, al menos, con un importante grado de humedad; ii) contengan, obviamente, material fermentable; y, iii) tengan una composición y concentración relativamente estable. La codigestión es una variante tecnológica que puede solucionar problemas o carencias de un tipo de residuo, si son compensadas por las características de otro. La codigestión consiste en el tratamiento conjunto mediante digestión anaerobia de residuos orgánicos de dos o más tipos, con el objetivo de: i) aprovechar la complementariedad o sinergia de las mezclas de tipos de residuos diferentes para permitir perfiles de proceso más eficaces; ii) compartir instalaciones de tratamiento; iii) unificar metodologías de gestión; iv) amortiguar las variaciones temporales en composición y producción de cada residuo por separado; y, v) reducir costes de inversión y explotación. La codigestión de residuos orgánicos de diferente origen ha resultado una metodología exitosa tanto en régimen termofílico como mesofílico. Por lo que se refiere a la ventaja citada del aprovechamiento de la sinergia de las mezclas, compensando las carencias de cada uno de los sustratos o tipos de residuos por separado, podemos decir que esta situación es aplicable, en el caso del trabajo en estudio, por ejemplo a la glicerina, cuyo interés en su utilización como codigesto (se utiliza a veces esta expresión para denominar a los diferentes tipos de residuos que son “codigeridos” al mismo tiempo) en las plantas de digestión anaerobia estriba en la capacidad de este tipo de residuo para aumentar la producción de biogás en los digestores en tres sentidos: i) la propia capacidad del producto que por sí mismo tiene un enorme potencial biogasógeno; ii) el efecto sinérgico que tiene en las masas de materia orgánica al acelerar la actuación de las bacterias metanogénicas; y, iii) ayuda a fluidificar el conjunto del residuo a tratar, lo que, como hemos dicho, es una premisa importante para el buen funcionamiento de la instalación. Para que la digestión anaerobia se pueda producir, se requiere de unas estructuras selladas, llamadas biodigestores o simplemente digestores, que permitan mantener bajo control determinados parámetros, como el pH y la temperatura, durante la fermentación, y que contribuyan a crear un ambiente sin oxígeno necesario para el desarrollo de las bacterias anaeróbicas. 3. Cálculo de la cantidad de biogás generado y de su contenido en metano Según el enunciado del trabajo debemos considerar que la distribución mensual de entrada de los residuos en la planta de producción de biogás es homogénea en todos los meses del año, y se nos pide cuantificar la cantidad de biogás mensual y anual que se generaría, así como el porcentaje en metano aproximado que contendría dicho biogás (estimando dicho porcentaje con dos dígitos). Para calcular el volumen de biogás generado anualmente multiplicamos, para cada tipo de residuo, la cantidad de residuo disponible al año por la capacidad de generación de biogás de ese residuo, y sumamos las cantidades obtenidas para todos los residuos. Y para calcular el contenido en metano que contendría dicho biogás, o, lo que es lo mismo, el volumen de gas metano generado anualmente, multiplicamos, para cada tipo de residuo, la cantidad de biogás generado con ese tipo de residuo por el porcentaje de
  6. 6. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 6/25 metano que se produce con ese residuo, y sumamos las cantidades obtenidas para todos los residuos. Con relación al cálculo de las producciones mensuales hacemos un comentario previo al respecto. En el enunciado se dice que los motores tienen un régimen de funcionamiento anual de 8.000 horas. Este régimen podría responder al de funcionamiento de una planta en la que se hace una parada anual de aproximadamente un mes para mantenimiento, operando en régimen continuo el resto del año. En efecto, las 760 horas que quedan por encima de las 8.000 hasta completar un año no bisiesto corresponden aproximadamente a un mes. Si fuera así, durante once meses del año se produciría la undécima parte del total anual, y el mes restante no se produciría nada. Pero también el régimen de 8.000 horas puede corresponder a un funcionamiento continuo durante todo el año, con paradas de mantenimiento mensuales de la misma duración aproximada. Puesto que el enunciado no ofrece más información al respecto, vamos a dar preferencia al carácter homogéneo de la distribución mensual de entrada de los residuos en planta en todos los meses del año, según preconiza el enunciado, y, en consecuencia, supondremos que estamos en el segundo caso anterior, es decir, de funcionamiento continuo todo el año, salvo paradas periódicas mensuales de mantenimiento de la misma duración aproximada. Conforme a estos supuestos, por tanto, para calcular las producciones mensuales simplemente tendremos que dividir las cifras anuales por doce. El resultado del cálculo se muestra en la tabla de la Figura 1. Hemos determinado también las cantidades totales anuales y mensuales de residuos procesados en la planta, la capacidad media ponderada de generación de biogás del conjunto de residuos procesados y el contenido porcentual medio ponderado en gas metano (con dos dígitos) del biogás producido.
  7. 7. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 7/25 Estimación de la producción anual y mensual de biogás y de metano en una planta de tratamiento de residuos y producción de biogás por digestión anaerobia Tipo de residuo Cantidad Generación de biogás Contenido en CH4 Biogás generado Metano generado t/año m3/t % m3/año m3/año Purín de cerdo 45.000 20 60 900.000 540.000 Maíz ensilado 18.000 180 59 3.240.000 1.911.600 Puerros 25.000 80 58 2.000.000 1.160.000 Zanahorias 12.000 80 58 960.000 556.800 Residuos de matadero 10.900 130 59 1.417.000 836.030 Lodos de EDAR 4.000 100 65 400.000 260.000 Grasas 2.500 130 65 325.000 211.250 Glicerina 8.000 265 65 2.120.000 1.378.000 Sangre 4.000 100 59 400.000 236.000 Total anual 129.400 90,90 60,28 11.762.000 7.089.680 Total mensual 10.783 90,90 60,28 980.167 590.807 Figura 1:Figura 1:Figura 1:Figura 1: Estimación de la producción anual y mensual de biogás y metano en una planta de tratamiento de residuos y producción de biogás por digestión anaerobia El resumen de resultados obtenidos es el siguiente: a) Cantidad de residuos procesadas cada año: 129.400 t. b) Cantidad de residuos procesadas cada mes: 10.783 t. c) Volumen de biogás generado cada año: 11.762.000 m3 . d) Volumen de biogás generado cada mes: 980.167 m3 . e) Volumen de metano generado cada año: 7.089.680 m3 . f) Volumen de metano generado cada mes: 590.807 m3 . g) Capacidad media de generación de biogás: 90,90 m3 /t. h) Contenido medio en metano del biogás: 60,28 %. 4. Cálculo de la electricidad generada Antes de proceder al cálculo solicitado haremos unos comentarios sobre los sistemas de aprovechamiento energético del biogás. Dichos sistemas son básicamente los siguientes: a) En procesos de combustión en calderas, generando energía térmica. b) En procesos de combustión en motores y turbinas, pudiendo por tanto generar energía eléctrica y energía térmica (en instalaciones de cogeneración).
  8. 8. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 8/25 c) Como biocarburante, es decir, como combustible para vehículos. d) Para su inyección, una vez depurado, en la red de gas natural. e) Como combustible para pilas de combustible. Dependiendo del uso se deberán realizar diferentes tratamientos posteriores de depuración del biogás producido. La composición del biogás depende fundamentalmente del tipo de residuo utilizado y digerido en el proceso de digestión anaerobia, pero siempre, como ya se ha dicho, tiene una alta concentración en metano, gas de elevada capacidad calorífica, lo que le confiere características apropiadas para su aprovechamiento energético en procesos de combustión. De hecho, creemos que puede decirse que el aprovechamiento energético más habitual del biogás es como combustible de motores de cogeneración. Por cogeneración se entiende el sistema de producción conjunta de energía eléctrica y de energía térmica, siendo esta última recuperada de los gases de escape del motor. De esta forma, se hace un uso más eficiente de la energía química del combustible que el logrado mediante la generación convencional de electricidad, donde el calor producido en el proceso se pierde. Por ello, en los motores de cogeneración se puede alcanzar un rendimiento energético de hasta el 80 %, aproximadamente. Esto es debido a que este tipo de motores presenta normalmente un rendimiento eléctrico del orden del 35 % al 42 %, y un rendimiento térmico de entre el 30 % y el 40 %. La energía eléctrica generada puede entregarse a la red eléctrica, recibiéndose a cambio una remuneración económica, pues la cogeneración, y más con biogás como combustible, es una de las formas de producción de electricidad consideradas en el denominado Régimen Especial de Producción de Energía Eléctrica (REPEE). En cuanto a la energía térmica, para el caso del biogás agroindustrial, como podemos decir que es el ejemplo del trabajo, y especialmente cuando se procesan estiércoles y purines, como también es nuestro caso (el purín representa, en peso, casi el 35 % de los residuos tratados en la planta), una alta proporción de la misma (entre el 40% y el 80%) se autoconsume para alcanzar y mantener la temperatura mesófila o termófila del proceso de digestión anaerobia. El excedente térmico puede destinarse a otros usos (calefacción, agua caliente sanitaria, secado, invernaderos, producción de frío, etc.), normalmente en la propia planta, aunque también se podría exportar a otras instalaciones en el entorno cercano. De este modo, la cogeneración con este tipo de biomasa permite acercar la generación eléctrica y térmica a los centros de consumo (en este caso, básicamente, la propia planta de biogás), reduciendo pérdidas de transporte y evitando la construcción de nuevas plantas de energía convencional que suministren esa demanda eléctrica y térmica. Cuando la concentración de sulfuro de hidrógeno en el biogás supera las 200 ppm, debe ser sometido a un proceso previo de depuración antes de ser utilizado como combustible (por ejemplo en motores de cogeneración), ya que los motores son sensibles a la presencia de elementos corrosivos; además, para su uso en este tipo de dispositivos el biogás no puede tener un contenido en metano menor del 40% (esto no sería problema en la planta en estudio, donde el biogás generado tiene un contenido medio ponderado en gas metano del 60,28 %, según hemos calculado en el punto 3.).
  9. 9. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 9/25 A esta concentración de sulfuro de hidrógeno se llega fundamentalmente cuando se utilizan estiércoles y purines en el proceso de digestión anaerobia (como en nuestro caso), y, por tanto se deberán tener en cuenta los correspondientes costes de tratamiento posterior del biogás a la hora de efectuar los estudios económicos de rentabilidad de las instalaciones. Una vez hechos estos comentarios, y visto que el aprovechamiento energético más habitual del biogás es como combustible de motores de cogeneración, pasamos a calcular la electricidad mensual y anual que se generaría suponiendo, como dice el enunciado del trabajo, que todo el biogás es introducido en tales motores, los cuales tienen un rendimiento eléctrico de transformación del 40% (compatible con el rango típico de rendimiento eléctrico de este tipo de motores mencionado antes) y un funcionamiento anual de 8.000 horas. La energía eléctrica generada anualmente a partir de la energía química del biogás, teniendo en cuenta el PCI (Poder Calorífico Inferior) del combustible y el rendimiento de los motores, será, por definición, la siguiente: EEAnual = CHAnual * PCICH4 * ηm Donde: EEAnual es la energía eléctrica anual generada, en MWh. CHAnual es el volumen de metano generado anualmente en la planta de biogás, en m3 (igual a 7.089.680 m3 , según hemos calculado en el punto 3. anterior). PCICH4 es el Poder Calorífico Inferior del gas metano, en MWh/m3 (igual a 9.000 Kcal/m3 , según el enunciado del trabajo, equivalentes a 9.000 * 1,163 * 10-6 MWh/m3 = 10,467 * 10-3 MWh/m3 ). ηm es el rendimiento eléctrico del motor (en principio, motor de cogeneración) (igual a 40 %, según el enunciado del trabajo) Por tanto: EEAnual = 7.089.680 * 10,467 * 10-3 * 0,40 = 29.683 MWh. Para calcular la energía eléctrica generada cada mes dividimos la correspondiente cifra anual por doce, suponiendo, como dice el enunciado, que la distribución mensual de entrada de los residuos en planta, y, por tanto, de la consiguiente producción de biogás y de electricidad, es homogénea en todos los meses del año, y teniendo en cuenta también el comentario sobre el régimen de funcionamiento hecho en el punto 3. Por tanto: EEMensual = EEAnual / 12 = 29.683 / 12 = 2.474 MWh. [Nota 1: Puesto que hemos mencionado en este punto el REPEE, hacemos un comentario, que entendemos aplicable, sobre la modificación legislativa del mismo ahora en curso, que resumimos en los siguientes puntos: a) El domingo día 14.07.13 entró en vigor el Real Decreto Ley 9/2013 (RDL 9/2013), publicado en el BOE el día anterior, el cual define un nuevo “régimen retributivo específico” para las instalaciones de generación de energía eléctrica adscritas a dicho REPEE.
  10. 10. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 10/25 b) Este nuevo esquema retributivo será detallado en una orden del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, que se publicará dentro de un plazo máximo de tres meses contados a partir de la entrada en vigor de un nuevo Real Decreto (RD) que desarrolla el RDL 9/2013 y que podemos decir que sustituirá al Real Decreto 661/2007 (RD 661/2007). c) Este nuevo RD está actualmente en proceso de revisión por la CNE, que debe emitir previamente un informe preceptivo (quizás ya emitido a la hora de escribir este documento); si se agota este plazo de que dispone la CNE, así como los tres meses mencionados en b) (lo que consideramos probable), el nuevo régimen económico previsto en el RDL 9/2013 podría comenzar a aplicarse como tal en algún momento del mes de noviembre-13. d) Hasta que quede definido en su totalidad ese nuevo esquema retributivo las instalaciones afectadas seguirán facturando su energía eléctrica vertida a la red según lo que establece el RD 661/2007, que sigue en vigor de forma transitoria, excepto lo que corresponde a la retribución complementaria por eficiencia energética (Rendimiento Eléctrico Equivalente, para las centrales de cogeneración) y por energía reactiva, a las que ya no se tiene derecho; hacemos notar, no obstante, que conforme a lo que se dice en e) y f), hasta podría ocurrir que el nuevo régimen económico compense esta pérdida, esperemos que transitoria, de retribución. e) La retribución que en su caso corresponda a cada instalación a partir del domingo día 14.07.13 vendrá dada mediante tres conceptos: i) participación en el mercado de energía eléctrica, percibiendo el precio del denominado “pool” eléctrico, con un límite superior e inferior para dicho precio; ii) una retribución a la inversión que dependerá del tipo de instalación, de su vida operativa y de su potencia instalada; y, iii) una retribución a la operación que dependerá de la energía eléctrica generada. f) Según nuestra interpretación, cuando quede definido en su totalidad el nuevo esquema retributivo y pueda determinarse el importe total, según lo dicho en e), que corresponda al período transcurrido entre la entrada en vigor del RDL 9/2013 y el establecimiento de ese nuevo esquema, habrá que regularizar, a favor en contra, lo facturado en ese tiempo (que se habrá hecho, según se dice en d), conforme a lo que establece el RD 661/2007 sin los complementos por eficiencia energética y energía reactiva); a partir de ese momento ya se aplicaría el nuevo régimen retributivo (que, en realidad, si se considera el proceso de regularización anterior, ha entrado formalmente en vigor el día 14.07.13.). g) El nuevo régimen retributivo parece que desarrolla el concepto de la "rentabilidad razonable", del que se hablaba en textos legislativos anteriores sin que se hubiera definido jurídicamente de una forma clara; ahora el RDL 9/2013 precisa más y dice que "para las instalaciones que a la fecha de la entrada en vigor del presente real decreto ley tuvieran derecho a un régimen económico primado, la rentabilidad razonable girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de los diez años anteriores a la entrada en vigor del presente real decreto-ley de las Obligaciones del Estado a diez años incrementada en 300 puntos básicos"; es de suponer que los parámetros que definan ese "régimen retributivo específico" se determinen de modo que la TIR (Tasa Interna de Retorno o Tasa Interna de Rentabilidad) antes de impuestos de la inversión en cada clase de instalación sea igual a ese rendimiento medio; en una primera estimación, buscando los datos históricos del rendimiento de las Obligaciones del Estado, hemos determinado esa TIR antes de impuestos en un valor igual a 7,41 %. h) Por el momento, y a la espera de que se publiquen tanto el nuevo RD como la orden ministerial que lo desarrolle, la opinión del sector de instalaciones adscritas al REPEE es bastante negativa en cuanto al impacto que este nuevo “régimen retributivo específico” tendrá en las instalaciones actuales y en el desarrollo de nuevas instalaciones, previéndose
  11. 11. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 11/25 que dicho régimen suponga una reducción importante de los ingresos por venta de energía eléctrica de las instalaciones acogidas al REPEE.] 5. Cálculo de la potencia eléctrica a instalar La potencia eléctrica instalada del motor o motores de cogeneración que serían necesarios para quemar el biogás generado y producir energía eléctrica y térmica se calcula de la siguiente forma: PIMotores = EEAnual / NHAnual Donde: PIMotores es la potencia instalada del motor o conjunto de motores, en MW. EEAnual es la energía eléctrica anual generada, en MWh (igual a 29.683 MWh, según hemos calculado en el punto 4. anterior). NHAnual es el número de horas equivalentes de funcionamiento (es decir, de horas en las condiciones de diseño) al año del motor o conjunto de motores (igual a 8.000, según el enunciado del trabajo). Por tanto: PIMotores = 29.683 / 8.000 = 3,71 MW. 6. Cálculo de las emisiones de dióxido de carbono evitadas La reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en la digestión de residuos agroindustriales, como es el caso del trabajo, creemos que puede decirse que procede de tres fuentes: i) reducción de emisiones de metano de purines y estiércoles; ii) reducción de emisiones de óxido nitroso de purines y estiércoles; y; iii) emisiones evitadas de dióxido de carbono mediante la generación de energía eléctrica a partir de una fuente renovable de energía como es el biogás. En el caso del trabajo tendremos reducciones asociadas a las tres fuentes, aunque el enunciado se centra sólo en la tercera, pidiendo que se calcule la cantidad de emisiones de dióxido de carbono que se evitarían con la electricidad generada a partir de la utilización como combustible en un motor del biogás producido con los recursos biomásicos considerados. Para ello hemos de tener en cuenta que, en general, el uso de biomasa o de sus derivados puede considerarse neutro en términos de emisiones netas de dióxido de carbono, haciendo abstracción del hecho de que en los procesos industriales (como el que ocurre en una planta de producción de biogás mediante digestión anaerobia) resulta inevitable el uso de otras fuentes de energía (construcción de la maquinaria, transporte de materiales, etc.). Incluso habría que contabilizar otras necesidades de energía, como la utilizada en la agricultura (empleo de maquinaria agrícola durante el cultivo de materia prima, etc.) o en la ganadería (calefacción del ganado, etc.). En una planta de producción de biogás como la considerada, además, habría que tener mucho cuidado en que no se produzcan emisiones del biogás generado, pues su alto contenido en metano, con un GWP aproximadamente igual a 25, podría dar al traste con este balance en principio neutro de emisiones de GEI.
  12. 12. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 12/25 [Nota 2: El índice conocido como GWP (acrónimo del inglés Global Warming Potential) es una medida relativa de cuánto calor puede ser atrapado por un determinado gas de efecto invernadero, en comparación con un gas de referencia, que por lo general es el dióxido de carbono, del que diremos que su GWP es igual a 1. El GWP para otros gases puede ser calculado para períodos de 20, 100 o 500 años, siendo 100 años el valor más frecuentemente utilizado. Por ejemplo, el GWP para 100 años del metano es 25 (según el cuarto informe del Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC), lo que significa que si las mismas masas de metano y de dióxido de carbono se introducen en la atmósfera, el metano atrapa 25 veces más calor que el dióxido de carbono durante los próximos 100 años. Se puede decir básicamente, en otras palabras, que emitir 1 millón de toneladas de metano, por lo que se refiere a la aportación al efecto invernadero, es equivalente a emitir 25 millones de toneladas de dióxido de carbono.] Haciendo estas salvedades vamos a suponer que la combustión de biogás en motores de cogeneración, aunque produce dióxido de carbono, puede considerarse neutra en cuanto a las emisiones de dicho gas, de modo que la energía eléctrica y la energía térmica obtenidas a partir de ese proceso de combustión del biogás equivalen a unas emisiones evitadas de dióxido de carbono, que son las que se habrían generado al producir una cantidad de energía equivalente con un determinado factor de emisión de la fuente energética primaria utilizada. Y para calcular esas emisiones generadas al producir una cantidad de energía equivalente el enunciado del trabajo nos pide que hagamos el cálculo considerando el factor de emisión del mix de generación del año 2011 de España, publicado por UNESA en su página web. En la Figura 2 se indican los datos obtenidos en la citada página web, concretamente en el enlace http://www.unesa.es/biblioteca/category/13-emisiones. Según podemos ver en la Figura 2, en 2011 (aunque se indica que son datos provisionales son los mejores que hemos obtenido en la página web de UNESA) la emisión media de dióxido de carbono del mix energético español de ese año, en términos de producción eléctrica bruta, fue de 287 g/kWh. Las emisiones evitadas de dióxido de carbono, en las premisas explicadas en los párrafos precedentes, vienen dadas por la expresión: EVAnual = EEAnual * FEAnual Donde: EVAnual son las emisiones evitadas anualmente de dióxido de carbono, en t. EEAnual es la energía eléctrica anual generada con el biogás producido en la planta, en MWh (igual a 29.683 MWh, según hemos calculado en el punto 4. anterior). FEAnual es el factor de emisión del mix de producción de energía eléctrica español en el año considerado (2011), en t/MWh (igual a 287 g/kWh = 0,287 t/MWh, según podemos ver en la Figura 2). Por tanto, las emisiones anuales evitadas de dióxido de carbono, en las premisas explicadas, son: EVAnual = 29.683 * 0,287 = 8.519 t.
  13. 13. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 13/25 Figura 2:Figura 2:Figura 2:Figura 2: Datos de emisiones de dióxido de carbono en la producción de electricidad en España. Fuente: UNESA (http://www.unesa.es/biblioteca/category/13-emisiones)
  14. 14. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 14/25 7. Esquema de principio de la planta Para completar el trabajo, y aunque no es exigido por el enunciado, hemos incluido en la Figura 3 un esquema de principio de la instalación, sobre el que hacemos previamente las consideraciones expuestas en los apartados que siguen, que explican resumidamente los procesos principales de una planta de producción de biogás por digestión anaerobia. En estos apartados repetimos en algún caso algunas de las ideas y conceptos ya expuestos antes en el trabajo. Los números entre paréntesis hacen referencia a los correspondientes elementos del esquema de principio, indicados en la leyenda asociada a dicho esquema, que se incluye como Figura 4. a) El esquema que presentamos no corresponde a una planta concreta. La descripción realizada puede sufrir modificaciones de una instalación a otra, pero creemos que contiene los elementos básicos de una planta genérica de producción de biogás mediante digestión anaerobia. b) Un esquema de instalación típico para esta clase de plantas es el que incluye: i) una zona de adecuación del residuo biodegradable, o zona de pretratamiento; ii) otra zona de digestión anaerobia, que a veces es llamada zona de biometanización, por extensión de la denominación que inicialmente se aplicaba sólo al caso de la fracción orgánica de los RSU, y que por lo que vemos en la literatura cada vez se usa con un sentido más genérico para los procesos de digestión anaerobia; iii) una zona de aprovechamiento energético del biogás, que llamaremos zona de biogás; y, iv) una zona de aprovechamiento del digestato, que llamaremos zona de digestato. Este es el esquema básico que estamos proponiendo. c) En la zona de pretratamiento se pueden aplicar diferentes procesos de tipo mecánico (trituración, mezcla), térmico (higienización, pasteurización) o biológico (enzimas, hongos), que puedan ser convenientes o necesarios dependiendo de los tipos de residuos a ser tratados. En el ejemplo del trabajo lo normal sería que en esta zona, por una parte, los residuos líquidos (1) se reciban y mezclen en un tanque o estanque de recepción (3), desde el que son bombeados hacia el tanque de homogeneización (6). En nuestro caso esto es lo que ocurriría con los purines, los lodos de EDAR, las grasas, la glicerina y la sangre (1). Por otra parte, los residuos sólidos (2) suelen recibir previamente un tratamiento de trituración (4), antes de ser enviados al tanque de homogeneización (6), normalmente mediante cargadores de tornillo (5). En nuestro caso esto aplicaría al resto de residuos considerados (2). Esto es lo que hemos previsto en el esquema de principio para esta parte de la zona de pretratamiento. También podrían enviarse directamente los residuos líquidos al tanque de homogeneización (6), pero hemos preferido presentar un esquema más genérico. d) En el tanque de homogeneización (6) todo el conjunto de residuos es homogeneizado mediante un mezclador; en él se puede efectuar también un aporte de agua adicional (incluido en el esquema), para aumentar el carácter básicamente líquido (necesario para facilitar el proceso, como decimos en el punto 2.) del sustrato final resultado de la combinación de todos los tipos de residuos. En el tanque de homogeneización (6), además, se aplica un pretratamiento térmico, de modo que los residuos se calientan o refrescan, según el tipo, hasta alcanzar la temperatura requerida en la mezcla. Típicamente para ello se utiliza el calor generado por el motor o motores de cogeneración (y así se considera en el esquema, donde ese
  15. 15. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 15/25 tratamiento térmico se representa por un intercambiador de calor). También sería posible cargar en el digestor por separado la mezcla de residuos líquidos por un lado y los residuos sólidos por otro, realizándose la homogeneización directamente en el digestor, pero, insistimos, estamos tratando de presentar un esquema más genérico. e) Desde el tanque de homogeneización (6) la mezcla de residuos se hace llegar al biodigestor o digestor (o digestores, pues puede haber más de uno), que es el elemento principal de la zona de biometanización. Un digestor de residuos orgánicos es, en su forma más simple, un contenedor cerrado, hermético e impermeable (llamado también a veces reactor), dentro del cual se deposita el material orgánico a digerir o fermentar para que se descomponga, produciendo biogás y digestato (biofertilizante rico en nitrógeno, fósforo y potasio). f) Hay varios posibles tipos de digestores (de flujo de pistón, de mezcla completa, etc.), y no vamos a entrar en consideraciones especiales sobre los mismos, aunque sí diremos que los digestores tienen generalmente forma cilíndrica (horizontal los de flujo de pistón, llamados por ello a veces tubulares, y vertical los de mezcla completa) o esférica (los de mezcla completa), y que pueden ser construidos con diversos materiales (hormigón, metal o plástico). El digestor posee un conducto de entrada a través del cual se suministra la materia orgánica (llamada normalmente afluente), y un ducto de salida en el cual el material ya digerido por la acción bacteriana (llamado normalmente efluente) abandona el digestor. Por otra parte, en los digestores se debe provocar una agitación continua (que también puede ser realizada por diversos procedimientos, dependiendo del tipo de materia prima, su humedad y otras características, y sobre los que tampoco incidiremos), y el sustrato a ser digerido se debe mantener dentro de unas determinadas condiciones de pH y, sobre todo, de temperatura (mesófila, 30-40 ºC, o termófila, 50-70 ºC, según vemos en la página 186 del libro “Otras formas de energía. Vol. II - La biomasa”), necesarias para que la actividad de los microorganismos tenga lugar, optimizando la digestión anaerobia de la materia orgánica y maximizando la producción de biogás y de su contenido en metano. Una vez está dispuesta la mezcla de residuos dentro del digestor el proceso consiste en ir mezclando y aportando sustratos continuamente hasta optimizar la producción de biogás. El proceso de digestión que ocurre en el interior de los digestores libera la energía química contenida en el residuo orgánico, la cual se convierte en biogás y en digestato. g) Hay distintas configuraciones de digestores, pudiendo ser dispuestos más de uno, como hemos dicho, y en formaciones en serie y paralelo, y combinando digestores de distintos tipos. Nuestro esquema de principio, con la idea de hacerlo más genérico, corresponde a una instalación en la que se disponen dos digestores en serie: un primer digestor (digestor primario) de tipo flujo de pistón (7) (que permiten la utilización de sustratos con menos contenido en humedad, lo que puede ser una ventaja adicional, y, normalmente, como en nuestro esquema, con recirculación de la salida a la entrada) y un segundo digestor (digestor secundario) de tipo de mezcla completa (8), normalmente sin recirculación, como en nuestro esquema. h) El biogás producido se almacena en un depósito denominado gasómetro. Es frecuente que el gasómetro se ubique en la parte superior del propio digestor cuando es del tipo de mezcla completa con forma cilíndrica, que es una configuración muy utilizada. En estos casos el digestor tiene una cubierta flexible de doble membrana. En el espacio existente entre el gasómetro y la cubierta del conjunto se bombea aire a presión para crear un aislamiento térmico (parte superior, de color azul, de los elementos 8 y 21 del esquema).
  16. 16. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 16/25 También puede disponerse de un gasómetro separado. En el esquema propuesto incluimos ambas opciones (8 y 13), ubicando el gasómetro aislado (13) después de las unidades de deshidratación (9) y desulfuración (10) del biogás (ver apartado i)). i) En la zona de aprovechamiento del biogás normalmente éste se acondiciona como paso previo a su utilización. Con frecuencia dicho tratamiento consiste en la eliminación de agua (9) (el agua obtenida alimenta el proceso de tratamiento de la fracción líquida del digestato, y así está representado en el esquema; ver apartado q)) y de sulfuro de hidrógeno (10), sobre todo si va a ser utilizado en un motor de cogeneración (ya dijimos en el punto 4. que los motores son sensibles a la presencia de elementos corrosivos). j) El biogás tratado es comprimido (11) y pasa a alimentar un motor de cogeneración (15), acoplado a un alternador (17) para producir electricidad, que es utilizada, en la medida necesaria, para el autoconsumo de la planta (a través del transformador de servicios auxiliares (18)), mientras que el excedente de energía eléctrica producida, elevado a la tensión necesaria (típicamente, media tensión, 20 kV, o alta tensión, 66 kV) mediante el correspondiente transformador principal (19), es inyectado a la red eléctrica (29), para ser vendido dentro del marco económico y jurídico que proporciona el REPEE. Contrariamente a lo que sucede con la energía térmica (ver punto 4.), las necesidades de energía eléctrica del proceso de codigestión son muy reducidas, y para las condiciones medias de producción de biogás a partir de los residuos agroindustriales españoles se pueden estimar en el 5% de la energía eléctrica generada. Esto hace que la producción de energía eléctrica sea una fuente de ingresos básica que da sentido económico a estas instalaciones. k) El calor producido mediante el proceso de cogeneración (16) por los gases de escape de la combustión del biogás en el motor se aprovecha para el calentamiento del tanque de homogeneización y, principalmente, de los digestores, y para otros posibles usos de la planta (ver apartado s)). Si todavía hubiera excedentes (en cualquier caso, no serían tan proporcionalmente elevados como los de electricidad, como ya hemos explicado), esta energía térmica excedentaria podría ser exportada, por ejemplo en forma de agua a 70-90 ºC (28), para algún uso (en principio, industrial) en un entorno cercano a la planta (ya que la energía térmica no puede exportarse a grandes distancias sin elevadas pérdidas), pudiendo constituir otra fuente de ingresos para la instalación; por lo que sabemos, esta exportación a otras industrias no es frecuente en el caso español. l) Las plantas grandes de producción de biogás, por ley, deben estar equipadas con al menos una antorcha de emergencia para seguridad en el caso de que por alguna razón haya que quemar el biogás (por mal funcionamiento de los motores, por producción excesiva o por cualquier otra razón). De esta forma se evita la emisión del biogás a la atmósfera, que con su alto contenido de metano tiene un gran potencial de producción de efecto invernadero, como ya se ha dicho. En nuestro esquema hemos situado la antorcha (12) después de la estación de compresión (11) previa al motor de cogeneración (15). m) Opcionalmente podría instalarse una unidad especial de depuración del biogás excedente para su inyección en la red de gas natural, que es uno de los sistemas de aprovechamiento energético del biogás, según hemos explicado en el punto 4. Cuando el biogás se inyecta en dicha red suele recibir el nombre de biometano (biogás con más del 97% de su contenido en metano). Para conseguir este porcentaje de concentración de metano, el biogás tiene que ser depurado previamente, no siendo suficiente el tratamiento ya sufrido para alimentar los motores de cogeneración. Para alcanzar los requerimientos de calidad exigidos para introducirlo en la red de distribución de gas natural el proceso de depuración adicional debe asegurar la
  17. 17. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 17/25 eliminación, además de los restos de agua y de sulfuro de hidrógeno que aún pueda contener, del dióxido de carbono, amoníaco y partículas sólidas. Además de estas exigencias de depuración, se requiere la compresión del biometano hasta la presión necesaria de distribución de la red, lo que puede repercutir en unos costes de inversión y explotación elevados, por lo que, hasta donde conocemos, no es una opción disponible normalmente en las plantas de biogás; en caso de serlo, y para que esos costes sean mínimos, la presión ofrecida será típicamente la que corresponde a la denominada en el sistema gasista español “media presión A” (MPA): 0,05 bar ≤ P < 0,4 bar. En el caso de nuestro ejemplo, esta instalación no aplicaría, pues el enunciado del trabajo parece indicar que todo el biogás se utilizará como combustible del motor o motores de cogeneración, lo que será además, muy probablemente, más rentable que vender parte del biogás como gas natural. No obstante, y siguiendo con la idea de presentar un esquema genérico, hemos incluido en el mismo una unidad de depuración del biogás (14), previendo que parte del biogás, adecuadamente tratado, se exportase a la red de distribución de gas natural (30). n) Nos queda la zona de aprovechamiento del digestato, que es el subproducto semilíquido resultante de la digestión anaerobia, que presenta un alto grado de concentración de nutrientes y materia orgánica, por lo que es muy adecuado para ser utilizado como biofertilizante. El digestato puede aplicarse de forma directa, o previa separación en dos fracciones, sólida y liquida, que entendemos que es el caso más frecuente y conveniente, pues aumenta la eficacia de la utilización de este producto, y que será por tanto el que consideraremos en nuestro esquema de principio de la planta. Esta parte de la planta puede tener diferentes configuraciones, dependiendo del tratamiento que se hace del digestato en la propia instalación para su aprovechamiento. En los apartados que siguen intentamos describir muy resumidamente las principales opciones. ñ) Un primer esquema posible consiste simplemente en una separación de la parte sólida y líquida, para su utilización por separado sin más tratamiento en la planta. Esto se puede hacer de forma sencilla mediante un proceso mecánico (centrifugación, por ejemplo), o mediante procesos más sofisticados y costosos como la evaporación al vacío. Este último método permite recuperar una proporción algo más elevada de materia sólida, por lo que su mayor coste de inversión puede estar compensado por esta circunstancia. En nuestro esquema proponemos un método de separación mecánica por centrifugado (20), que creemos es el más comúnmente aplicado. o) La fracción líquida se almacena en un tanque o estanque independiente. En nuestro esquema de principio hemos considerado el almacenamiento en un tanque (21), de forma cilíndrica y también con cubierta flexible, como el digestor secundario (8), para recuperación de restos de biogás presentes, y que se conecta con dicho equipo en la parte superior, para el aprovechamiento de ese biogás residual. En el caso de que el digestato líquido no sea de interés para los propietarios de la planta de biogás, dicho producto debería ser tratado como residuo, dentro de la propia planta, que se equiparía con un módulo adicional de tratamiento de aguas residuales (ver apartado q)), o fuera de ella. Aunque lo normal es la valorización del digestato líquido, pues, de hecho, este líquido puede utilizarse como un biofertilizante de alta calidad debido a su contenido en amoníaco. En nuestro esquema de principio, lo más genérico posible, hemos previsto también la posibilidad de que parte de la fracción líquida del digestato sea depurada y vuelta a utilizar en el proceso de la planta (ver apartado q)).
  18. 18. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 18/25 p) Desde el tanque de almacenamiento (21) el líquido biofertilizante se bombea a los camiones cisterna de transporte (26) para su posterior distribución o venta. Este producto se puede utilizar como fertilizante líquido directamente (con las precauciones oportunas teniendo en cuenta el contenido en nutrientes del mismo y las cualidades del medio receptor de dicho biofertilizante), por ejemplo en la aplicación de fertilizantes líquidos por los sistemas de riego presurizados (denominado a veces fertirriego), creando un agua enriquecida con nutrientes. Además, en una planta de biogás se podría instalar una línea de embotellamiento de biofertilizantes líquidos (en botellas típicamente de 0,5 o de 1,0 l), aunque no hemos incluido esta opción en nuestro esquema de principio. q) Otra alternativa es que el producto líquido resultante del proceso mecánico de centrifugado no se utilice como biofertilizante (o, al menos, no totalmente), sino que siga otro tratamiento de depuración de aguas residuales en la propia planta. Esto se haría, típicamente, mediante un proceso de ultrafiltración (22), con el que se crea un concentrado líquido que contiene sólo una pequeña cantidad de materia sólida (una parte de ese líquido se puede realimentar al digestor primario como solución nutriente, aunque en nuestro esquema no hemos considerado esta posibilidad), seguido de una ósmosis inversa (23); los concentrados sólidos tanto de la ultrafiltración (22) como de la ósmosis inversa (23), que contienen unas elevadas proporciones de nitrógeno, fósforo y potasio, son otra forma de biofertilizante sólido producido en la planta (27). Como decíamos en el apartado i), en esta etapa se recoge el agua obtenida al deshidratar el biogás (9), que se incorpora a la ultrafiltración (22). El agua resultante, limpia y libre de agentes contaminantes, puede utilizarse como agua en el proceso de la planta o simplemente desecharse. En nuestro esquema hemos considerado que es reutilizada en la “cabecera” del proceso, como aporte de agua adicional en el tanque de homogeneización (6), reduciendo el consumo de agua de la planta. r) La fracción sólida del digestato resultante del centrifugado se almacena y trata por separado. Una primera alternativa es su utilización directa como biofertilizante sólido (27), ya que este concentrado sólido contiene gran parte del nitrógeno y del fósforo del digestato. Esta es la forma más sencilla e inmediata de valorización de cualquier residuo orgánico sólido, es decir, su aplicación directa al suelo agrícola, pero debe de existir una evaluación previa del valor fertilizante de estos materiales y sus efectos sobre las plantas y el suelo (como ya dijimos de la parte líquida). s) Otra posibilidad es secar este residuo aún más, mediante un secado térmico (24), con un método similar al utilizado con los lodos de depuradora, para su aplicación directa como fertilizante agrícola, para lo que puede aprovecharse el calor generado por el motor o motores de cogeneración. El fertilizante extra seco, pero con el mismo contenido en nutrientes, puede transportarse con mucha mayor facilidad, lo que contribuye a su mayor valorización. Además, se puede recuperar sulfato de amonio (también un excelente fertilizante) limpiando el aire expulsado por el secador. Según su contenido, este material extra seco también puede utilizarse como un combustible similar a la madera o al lignito (27). t) Una última opción sería el compostaje del digestato, que es básicamente un proceso, no energético, de fermentación aerobia (ver página 191 del libro “Otras formas de energía.
  19. 19. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 19/25 Vol. II - La biomasa”), es decir, en presencia de oxígeno, en el que se producen una serie de reacciones químicas que permiten la estabilización final de la fracción sólida del digestato, dando lugar a un producto denominado “compost”, que también puede ser utilizado para su aplicación al suelo como biofertilizante orgánico en condiciones higiénicas y sin malos olores. Sobre este proceso de compostaje, que con frecuencia no se efectúa en la planta, tampoco incidiremos especialmente, aunque diremos que puede realizarse simplemente mediante la exposición al aire de la fracción sólida del digestato, haciéndose la aireación y la homogeneización básicamente por remoción, o utilizando depósitos que suelen ser llamados también digestores o reactores (aerobios), donde se mantienen controlados determinados parámetros (humedad, aireación), procurando que los mismos permanezcan en forma relativamente constante, y en los que se posibilita la mezcla continua de los residuos mediante dispositivos mecánicos, con lo que se logra una homogeneización en toda la masa en compostaje y se acelera el proceso. Esto es lo que hemos incluido en nuestro esquema de principio (25). En una planta de biogás se podría instalar, en forma parecida a lo que decíamos en el apartado p), una línea de empaquetado o ensacado de la fracción sólida del digestato, en cualquiera de las formas en que se obtenga el producto final, según hemos visto en los apartados r), s) y t), aunque no hemos incluido esta opción en nuestro esquema de principio. Una vez explicado lo anterior, incluimos como Figura 3 el esquema de principio de la instalación, realizado con la herramienta Microsoft Visio. Puesto que dicho esquema ocupa bien una página completa, hemos añadido la leyenda correspondiente como Figura 4.
  20. 20. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 20/25 FiguraFiguraFiguraFigura 3333:::: Esquema de principio de una planta de producción de biogás mediante digestión anaerobia
  21. 21. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 21/25 FiguraFiguraFiguraFigura 4444:::: Leyenda correspondiente al esquema de la Figura 3
  22. 22. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 22/25 8. Algunas conclusiones Una vez realizados los cálculos requeridos por el trabajo y explicado el funcionamiento básico de una planta de biogás, mediante el esquema de principio, exponemos algunas conclusiones, a modo de resumen. En algún caso repetimos ideas ya expuestas en los puntos precedentes del trabajo. a) Hemos visto que la construcción y explotación de una planta como la considerada y descrita resumidamente en este trabajo equivale a establecer un modelo de negocio que supone ser dos cosas fundamentales: i) un gestor de residuos, que, además, los valoriza; y, ii) un productor de energía eléctrica en régimen especial (REPEE). Es un negocio de larga duración, que, en principio, puede aportar una excelente rentabilidad y que permite una diversificación en las fuentes de ingresos. Además, se realiza una gestión energética muy eficiente, con: i) aprovechamiento de la energía térmica generada en el proceso de combustión del biogás; ii) recuperación de agua para el proceso; iii) mantenimiento de las cualidades biofertilizantes de los residuos. b) La promoción y desarrollo de sistemas de producción de biogás colectivos (donde pueden agruparse los residuos de varias explotaciones agrarias de una zona o comarca geográfica), y donde se aplique la codigestión (o tratamiento conjunto de los residuos orgánicos de diferentes orígenes, usualmente agropecuarios e industriales procedentes de esas explotaciones), como entendemos que ocurre en el caso de estudio, permite, además, la implantación de sistemas de gestión integral de residuos orgánicos por zonas geográficas, con evidentes e importantes beneficios sociales, económicos y ambientales. Tenemos así una situación típica del impacto beneficioso de las energías renovables. c) Se podría decir que la reacción general básica que aplica en estas plantas es la siguiente: Materia Orgánica + Microorganismos CH4 + CO2 + Microorganismos + NH4 + P + + Biomasa (materia orgánica convertida). Como resultado de todo ello conseguimos obtener, por un lado, una fuente de energía de carácter renovable en forma de biogás, y, por otro, un producto resultante de la digestión anaerobia denominado digestato, con características de fertilizante orgánico y susceptible de ser aplicado directamente en agricultura, bajo condiciones controladas, o de recibir tratamientos ulteriores que lo valoricen aún más. La realización de estudios a medida sobre los digestatos, para evaluar y/o mejorar su calidad agronómica, recuperar nutrientes u otros componentes, puede proporcionar soluciones prácticas e innovadoras que aumenten la rentabilidad de los proyectos de biogás En estas instalaciones, por tanto, se hace un reciclaje integral que reduce el impacto ambiental de estos residuos (contaminación de suelo, de agua, olores, etc.). No obstante, hay que recordar que la digestión anaerobia no reduce significativamente la concentración de nitrógeno o de fósforo (vemos que estos elementos figuran en la parte derecha de la reacción anterior), por lo que es fundamental realizar en todos los casos un balance de nutrientes antes de la aplicación del digestato al campo. En caso de haber zonas vulnerables es imprescindible acudir a técnicas de reducción de estos nutrientes, pues el uso inadecuado del fertilizante, o su aplicación en dosis excesivas, puede suponer un riesgo de contaminación del ecosistema, incidiendo negativamente en
  23. 23. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 23/25 el suelo, el agua y las plantas (de ahí que exista una legislación específica para evitar riesgos medioambientales, como la contaminación por nitratos, por metales pesados o por patógenos). Las condiciones edáficas y la hidrología de las zonas condicionan el nivel de riesgo de contaminación, lo que ha llevado a establecer los denominados “Códigos de Buenas Prácticas Agrícolas” por las diferentes Comunidades Autónomas, identificando zonas sensibles donde la aplicación de fertilizantes debe estar limitada y controlada. d) La generación eléctrica empleando biogás como combustible se realiza principalmente mediante motores de combustión interna especialmente adaptados para quemar un gas de las especiales condiciones de éste, con un poder calorífico no excesivamente alto y una composición química que se separa de la habitual en combustibles similares como el gas natural. Los motores suelen funcionar en modo de cogeneración, para, por un lado, aprovechar en el propio proceso de la planta la energía térmica generada en la combustión del biogás (y de haber excedente, éste se dirigiría a la exportación a otras industrias, siempre en el entorno cercano a la instalación), y, por otro, poder beneficiarse del esquema económico y legislativo del REPEE. Este tipo de aplicación se caracteriza por sus altos niveles de inversión, si bien el principal interés en su desarrollo radica en su componente ambiental, más que en sus perspectivas de rentabilidad. No obstante, y a pesar de esa fuerte inversión, la doble vertiente de gestión de residuos y de producción en el REPEE, comentada en el apartado a), permite rentabilizar, en principio, esa inversión. e) Las perspectivas de evolución de la tecnología de aprovechamiento energético del biogás incluyen el perfeccionamiento de la digestión anaerobia de volúmenes pequeños de residuo, la posibilidad de emplear conjuntamente en los procesos de digestión otro tipo de residuos, como la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos, así como el enriquecimiento del biogás a través de la digestión conjunta con materiales no residuales. El objetivo de estos procesos es siempre el aumento del rendimiento de la tecnología de digestión anaerobia para la producción de biogás así como para incrementar la calidad de éste, en especial por lo que respecta a su poder calorífico, y, en definitiva, a su contenido en metano. f) Resumimos en este apartado las numerosas ventajas que aportan estas instalaciones: - Crean una fuente de energía renovable, como es el biogás, el cual tiene diversos usos en los que se sustituye el uso de combustibles fósiles y se evitan emisiones de dióxido de carbono. - Evitan también las emisiones de metano y de óxido nitroso, que tienen un potencial 25 y 298 veces mayor, respectivamente, que el dióxido de carbono en cuanto a emisiones de GEI se refiere (GWP iguales a 25 y 298, respectivamente, según el cuarto informe del IPCC; ver Nota 2). - Constituyen en una valiosa alternativa para el tratamiento de los residuos procesados, pues ahorran sus costes de tratamiento, reduciendo su potencial o carga contaminante (y, entre ellos, y principalmente, de los residuos que son excrementos), disminuyendo la demanda química de oxigeno (DQO) y la demanda biológica de oxígeno de los mismos (DBO) hasta en un 90%. - Permiten la utilización de los residuos del proceso de digestión (fracciones líquida y sólida del digestato), que se pueden aprovechar como abonos agrícolas de elevada calidad,
  24. 24. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 24/25 contribuyendo a su vez a un menor empleo de fertilizantes de origen químico. Ello debe hacerse con las precauciones oportunas, con una evaluación previa del valor fertilizante de estos materiales (pues la digestión anaerobia no elimina nitrógeno ni fósforo) y sus efectos sobre las plantas y el suelo, como ya dijimos antes. - Aportan, en tal sentido, las ventajas específicas que presenta el digestato como fertilizante, que son: i) el digestato o biomasa digerida es un producto estable, es más fácil de asimilar por las plantas y tiene una reducción importante de los patógenos (es decir, es un producto con higienización parcial, y aunque el nivel de destrucción de patógenos varía de acuerdo a factores como temperatura y tiempo de retención, se puede decir que alrededor del 85% de los patógenos no sobrevive el proceso de biodigestión); ii) por eso, respecto a los residuos orgánicos antes de su digestión, los digestatos son más aptos para uso agrícola, generan menos olores (se consigue en el proceso una reducción del 90-95% de los sólidos volátiles, por lo que hay pocas emisiones y malos olores, siendo el efluente del digestor mucho menos oloroso que el afluente), y presentan una mayor calidad higiénica; iii) el digestato presenta un mayor grado de mineralización al pasar el nitrógeno y fósforo orgánico a mineral tras la fermentación, lo que lo hace asimilable a un fertilizante mineral; iv) mejora la calidad de los suelos agrícolas, aumentando la retención de la humedad y la cantidad de infiltración de agua, reduciendo el déficit hídrico y la erosión hídrica; v) puede reducir costes en los cultivos, debido al ahorro en fertilizantes minerales (con una doble ventaja a este respecto: el precio de estos productos se ha elevado muy considerablemente en los últimos tiempos, lo que es otra oportunidad de ingresos para los promotores de estas instalaciones y, además, la menor producción de fertilizantes minerales de síntesis puede ayudar a la disminución de las emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera). g) Por lo que sabemos, aún quedan pendientes algunos aspectos de índole técnica, legislativa y regulatoria que deben ser resueltos. Así, aunque las autoridades competentes promueven el uso de tecnologías como éstas, que se caracterizan por un bajo impacto ambiental en el tratamiento de los residuos, ya que se basan en tratamientos biológicos, y, además, normalmente son positivas energéticamente, existe un gran desconocimiento sobre los balances de materia en instalaciones complejas que combinen todas estas operaciones, lo que hace difícil su diseño y operación. Relacionado con lo anterior, un campo a trabajar sería profundizar en la reglamentación de la salida del digestato (líquido y sólido) como biofertilizante en formas diversas, que oriente al promotor de este tipo de instalaciones en la comercialización de estos productos. Pues ya hemos comentado que las plantas de biogás (y, muy en particular, las que procesan residuos ganaderos), por encima de plantas de producción eléctrica, son plantas que gestionan residuos, lo que implica necesidades y dificultades de gestión, con un componente de competencia y control humano superior que la necesaria en la actividad propia de generar energía, que tiene un factor más puramente técnico. Por ello, es probable que los titulares de las plantas de biogás de vayan orientando a una gestión no sólo interna de los residuos generados, sino hacia una gestión más amplía donde los fertilizantes, el compostaje y, en definitiva, la propia aplicación agrícola tendrán una perspectiva más amplia, de gestión y de negocio Por eso habría que aclarar reglamentariamente cómo poner el digestato en el mercado, transformándolo en biofertilizante de diversas posibles formas (como hemos visto en el punto 7. que puede hacerse), estableciendo los límites, las exigencias, las prohibiciones, las obligaciones y, en definitiva, las posibilidades de negocio que tienen los promotores de las plantas de biogás que no se quieran quedar sólo en producir energía, sino también profundizar en el campo del aprovechamiento y valorización máximos del digestato. Ya
  25. 25. Pedro Rodríguez Ramos 15.08.13 25/25 decíamos en el apartado c) anterior que la realización de estudios a medida sobre los digestatos, para evaluar y/o mejorar su calidad agronómica, recuperar nutrientes u otros componentes, puede proporcionar soluciones prácticas e innovadoras que aumenten la rentabilidad de los proyectos de biogás Y por lo que se refiere a la faceta de producción eléctrica, ya hemos comentado al final del punto 4. la reforma legislativa en curso que afectará a la retribución económica de las instalaciones acogidas al REPEE, lo que previsiblemente reducirá la rentabilidad de este tipo de plantas. Esto hace aún más importante la profundización comentada en la reglamentación de la comercialización del digestato. h) En el enunciado se indica que en la zona de estudio hay potencial suficiente para ubicar en ella una central de generación eléctrica, y que tras el correspondiente trabajo de campo, se llega a la conclusión de que la producción anual de diferentes tipos de residuos de biomasa, en un radio máximo de 25 km alrededor de la localización posible de la central, hace viable el proyecto. Esta indicación del enunciado no es trivial, sino fundamental. En efecto, como típicamente ocurre en las centrales de biomasa, deberán firmarse los correspondientes contratos con las explotaciones agrarias y ganaderas, industrias y municipios implicados a fin de asegurar el suministro continuo de residuos durante los años de funcionamiento de la planta, para así garantizar la rentabilidad de la misma. Igualmente deberá asegurarse la correcta evacuación de la energía eléctrica excedentaria. En algunas ocasiones, la no existencia de esta capacidad de evacuación y la necesidad de añadir a los costes del proyecto la inversión en una línea de conexión a la red de media o alta tensión puede inviabilizarlo. No deberá acometerse la inversión en la planta de producción de biogás por digestión anaerobia sin haber resuelto correctamente tanto el aprovisionamiento de materia prima (residuos) como la evacuación de la energía eléctrica excedentaria.

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