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UNIVERSIDAD AUTÓNOMA CHAPINGO
DIVISIÓN DE CIENCIAS FORESTALES
Chapingo, México. Febrero de 2009
FACTIBILIDAD FINANCIERA EN LA PRODUCCIÓN DE
BIOENERGÍA, UN ESTUDIO DE CASO EN EL ESTADO DE
TABASCO
Tesis de licenciatura
Que como requisito parcial para obtener el título de:
Ingeniero Forestal Industrial
Presenta:
Oscar Pérez Bolde Martínez
Esta tesis fue realizada por el C. Oscar Pérez Bolde Martínez, bajo la dirección del M.C.
Miguel Ángel Pérez Torres y asesorada por el Dr. Leonardo Sánchez Rojas. Fue revisada y
aprobada por el siguiente Comité Revisor y Jurado Examinador, para obtener el título de
Ingeniero Forestal Industrial.
Presidente ___________________________________
M.C. MIGUEL ÁNGEL PÉREZ TORRES
Secretario ___________________________________
DR. LEONARDO SÁNCHEZ
Vocal ___________________________________
M.C. ÁNGEL LEYVA OVALLE
Suplente ___________________________________
M.C. JUAN CALOS ORDAZ HERNÁNDEZ
Suplente __________________________________
DR. ROGELIO FLORES
Chapingo, México. Febrero de 2009
i
AGRADECIMIENTOS
Cuando te sientas al frente de una pantalla e intentas plasmar en una hoja los
agradecimientos, el primer obstáculo es intentar no dejar a nadie fuera de ellos. En mi vida
existen muchísimas personas que me han ayudado a la culminación de esta etapa y de este
trabajo, difícilmente con palabras puedo agradecerles todo su apoyo.
Señor te doy gracias por darme la oportunidad de poner en mi camino a personas valiosas
que me han enseñado valores y conocimientos, por permitirme vivir con personas que me
han brindado su amor, confianza, cariño, amistad y que han pasado a ser parte fundamental
de mi vida. Te doy gracias por guiarme en este camino y darme lo necesario para sacar
adelante este proyecto.
Agradezco al Comité Revisor y Jurado Examinador de esta tesis: M.C. Miguel Ángel Pérez
Torres, Dr. Leonardo Sánchez Rojas, M.C. Ángel Leyva Ovalle, M.C. Juan Carlos Ordaz
Hernández, Dr. Rogelio Flores Velázquez por su tiempo invertido en revisar está tesis, por
sus consejos y enseñanzas fuera y dentro del aula para lograr que esta tesis fuera un buen
trabajo.
Al profesor Misael Gutiérrez Duare por todos los conocimientos y documentos compartidos
durante la estancia Pre-Profesional que sirvieron como base para la realización de esta tesis.
A la Universidad Autónoma Chapingo y a la División de Ciencias Forestales por darme la
oportunidad de ser parte de esta gran Universidad, por todo lo que me otorgó durante cinco
años de formación académica y por ser mi segunda casa.
ii
DEDICATORIA
A mis padres por otorgarme su vida, amor y tiempo, por transmitirme todos sus valores, por
darme la confianza y apoyo necesario para llegar a este momento de mi vida.
A mis hermanos Luis Alberto y Anabel por su ayuda, sus consejos y por motivarme a
seguir adelante, por ser una guía para mí y sobre todo por darme la oportunidad de ser Tío
de dos niños que se han convertido en un motivo para continuar día a día. A mi primo José
Antonio por ser como un hermano para mí y a toda mi familia.
A la memoria de mi abuelo materno Rodolfo Martínez y mis abuelos paternos Luis Pérez
Bolde y Josefina Céspedes y a mi primo Ricardo por dejarme un legado de enseñanzas y
valores, gracias por el amor dado a toda mi familia.
A mis profesores que durante mi formación académica me han transmitido sus
conocimientos sin condición alguna, en especial agradezco a mis profesores universitarios
que me motivaron para realizar este trabajo.
A mis compañeros de generación por todos los momentos que pasamos, a mis compañeros
y amigos de grupo: María Luisa, Aidé, Beatriz, Maricela, Imelda, Idalia, Manuela, Gabriel,
Hugo, Herenoldo, Diego, Pedro, Fabián, Bartolomé, Rafael y Roberto, que durante los años
de formación como Ingenieros Forestales Industriales vivimos innumerables experiencias,
gracias por su amistad, sus consejos y por todo el apoyo brindado.
A mis amigos de Propedéutico: Inés, Marisol, Giovany, Ángeles, José Alfredo, Everardo,
Salvador, Iván, Nery, Mayra, Miguel, Iris, Adán, Alberto, Rubiel, Verónica, y sobre todo a
ti Sintya por ser parte de mi vida, por todos tus consejos y por ser durante la mayor parte de
la Universidad mi apoyo, motivación y soporte.
A ti Anahí por tus consejos y apoyo, por escucharme siempre, por ser mi amiga y mi
hermana durante esta etapa.
iii
A mis compañeros y amigos de la preparatoria, Omar, Víctor Hugo, Daniel, Marco,
Gwendolin, Flor, Ángeles, Eduardo, Rodrigo y Gaby, que desde lejos siempre estuvieron
apoyándome.
A mis amigos de la secundaria: Olaf, Vanessa, Abigail, Luz, Yurídia, Marisol, Paulino
gracias por su cariño, comprensión y el apoyo de todos estos años,
A mis amigos y compañeros que se adelantaron en el camino: Patricia, Karla y Luis Frías.
Al Profesor Misael Gutiérrez Duare por sus consejos y conocimientos compartidos durante
mi Estancia Pre-Profesional en la Universidad de Chile y a mis amigos de la carrera de
Ingeniería en la Madera por hacer de mi estancia un bello recuerdo.
A la señora Montserrat y Don Miguel por recibirme dentro de su familia y hacerme sentir
parte de ella
A lo largo de cinco años se dejan anhelos, oportunidades, personas, familia y ángeles
importantes en la vida, quizá el momento y las circunstancias no eran las apropiadas para
que ocurriera; sin embargo, siempre se recuerdan y día a día están en el corazón y nunca
dejan de ser importantes para la vida futura, A memoria de todo ello dedico este trabajo.
iv
RESUMEN
Ante el agotamiento de recursos petroleros a nivel mundial y los esfuerzos por reducir las
emisiones de carbono para mitigar los efectos del calentamiento global, surgen nuevas
alternativas y se retoman otras para generar energía amigable con el ambiente. La
utilización de gasificadores de biomasa a pequeña escala en países en vías de desarrollo
presenta ser una alternativa viable bajo ciertas condiciones, México prácticamente no ha
utilizado estas técnicas de generación energética. Por lo tanto en este trabajo se realizó un
análisis financiero sobre la viabilidad financiera de instalar un gasificador de biomasa
importado y que utilice como materia prima el aserrín que genera un aserradero de mediana
capacidad en el estado de Tabasco, pretendiendo que el gasificador generé la electricidad
necesaria para el funcionamiento de la maquinaria en horas de trabajo normal y se sustituya
la energía suministrada por la Comisión Federal de Electricidad. Para el análisis financiero
se utilizaron hojas de cálculo del centro de desarrollo Agroempresarial de la Universidad
Autónoma Chapingo. Los resultados para la TIR real del 2%, menor al costo del dinero
(12%); VAN - 3,792,077, R B/C de 0.62%. Se concluye que el proyecto no es rentable
financieramente, generando energía solo en las horas de trabajo del aserradero
Palabras clave: análisis financiero, biomasa, gasificación, gasificadores.
v
SUMARY
Before the exhaustion of oil resources to world level and the efforts to reduce the emissions
of carbon to mitigate the effects of the global heating, new alternatives arise and they are
recaptured other to generate friendly energy with the atmosphere. The use of gasifiers of
biomass to small scale in developing countries presents to be a viable alternative under
certain conditions, México practically has not used these techniques of energy generation.
therefore in this work he/she was carried out a financial analysis about the financial
viability of installing a cared gasifier of biomass and that it uses as matter it prevails the
sawdust that generates a sawmill of medium capacity in the state of Tabasco, seeking that
the gasifier generated the necessary electricity for the operation of the machinery in normal
working hours and the energy is substituted given by the federal commission of electricity.
for the financial analysis leaves of calculation of the development center agromanagement
of the Universidad Autónoma Chapingo was used. the results for the real Return Internal
Rate (RIR) of 2%, smaller at the cost of the money (12%); Current Net Value (CNV) -
3,792,077, r b/c of 0.62%. you concludes that the project is not profitable financially,
generating alone energy in the working hours of the sawmill
Words key: financial analysis, biomass, gasification, gasifiers.
vi
ÍNDICE GENERAL
Página
Agradecimientos ...................................................................................................................... i
Dedicatoria.............................................................................................................................. ii
Resumen iv
Sumary v
Índice general ........................................................................................................................ vi
Índice de cuadros .................................................................................................................... x
Índice de figuras ................................................................................................................... xii
indice de anexos................................................................................................................... xiii
1. Introducción. ....................................................................................................................... 1
2. Objetivos. ............................................................................................................................ 3
2.1. Objetivo General. ......................................................................................................... 3
2.2. Objetivos Particulares. ................................................................................................. 3
3. Revisión bibliográfica. ....................................................................................................... 4
3.1. Antecedentes generales. ............................................................................................... 4
3.1.1. Situación internacional del petróleo. .................................................................... 4
3.1.2. Situación del petróleo en México. ........................................................................ 7
3.1.3. Comisión Federal de Electricidad. ..................................................................... 10
3.1.3.1. Tarifas eléctricas del sector industrial en México. ...................................... 11
3.1.4. Potencial de bosques mexicanos para la generación de energía. ........................ 14
3.1.5. Industria Forestal. ............................................................................................... 16
3.1.5.1. Potencial energético del aserradero propiedad de la empresa "Servicios
especializados Forestales, S. A. De C. V". en el municipio de Emiliano. Zapata
Tabasco, México. .......................................................................................................... 19
3.1.5.2. Potencial energético de los residuos de las plantaciones forestales
propiedad de la empresa. .......................................................................................... 20
3.2. Teoría de la Gasificación. .......................................................................................... 21
3.2.1. Proceso básico de la gasificación de biomasa. ................................................... 22
3.2.2. Tipos de gas obtenidos a partir del proceso de gasificación. ............................. 26
3.2.2.1. Gas pobre o gas de gasógeno. ...................................................................... 26
3.2.2.2. Gas de síntesis. ............................................................................................ 27
3.2.2.2.1. Obtención de Metanol. ......................................................................... 27
3.2.2.2.2. Obtención de gasolinas. ........................................................................ 28
vii
Página
3.2.3. Tipo de gasificadotes. ......................................................................................... 29
3.2.3.1. Gasificador de lecho móvil en contracorriente (Updraft). ........................... 30
3.2.3.2. Gasificador de lecho móvil en corrientes paralelas (Downdraft). ............... 31
3.2.3.3. Gasificadores de tiro transversal.................................................................. 34
3.2.3.4. Gasificadores de lecho fluidizado................................................................ 36
3.2.4. Elementos de una instalación de gasificación. ................................................... 41
3.2.4.1. Sistemas de alimentación de biomasa. ........................................................ 41
3.2.4.2. Cuerpo del gasificador. ................................................................................ 41
3.2.4.3. Sistema de retirada de cenizas. .................................................................... 42
3.2.4.4. Sistema de tratamiento del gas. ................................................................... 42
3.2.5. Residuos generados por una planta de gasificación. .......................................... 43
3.2.5.1. Residuos sólidos. ......................................................................................... 43
3.2.5.2. Residuos líquidos. ........................................................................................ 44
3.2.6. Riesgos sanitarios y ambientales derivados del empleo del gas pobre .............. 45
3.2.6.1. Riesgos tóxicos. ........................................................................................... 45
3.2.6.2. Riesgos de incendio. .................................................................................... 47
3.2.6.3. Riesgos de explosión ................................................................................... 48
3.2.6.4. Riesgos ambientales. ................................................................................... 49
3.3. Costos de los gasificadores de biomasa en el mundo. ............................................... 49
3.4. Aspectos financieros de un proyecto de inversión. ................................................... 54
3.4.1. Aspectos relacionados con la evaluación financiera. ......................................... 56
3.4.1.1. Definición de la situación sin el proyecto (CEPEP, 1999). ............................. 56
3.4.1.2. Definición de la situación con proyecto (CEPEP, 1999)............................. 56
3.4.1.3. Construcción y análisis de flujos del proyecto (CEPEP, 1999). ................. 58
3.4.1.4.1. Valor Actual Neto (VAN) o Valor Presente Neto (VPN). ................... 63
3.4.1.4.2. Tasa Interna de Rendimiento (TIR). ..................................................... 65
3.4.1.4.3. Relación Beneficio Costo (R B/C). ...................................................... 69
3.4.1.4.4. Periodo de Recuperación de la Inversión (Pay Back). ......................... 72
3.4.1.4.5. Relación Inversión-Beneficio Neto (Relación N/K). ........................... 74
3.4.1.4.6. Índice de rentabilidad. .......................................................................... 76
3.4.1.4.7. Índice del valor Actual Neto ................................................................. 77
3.4.1.5. Análisis de la incertidumbre del proyecto ................................................... 78
3.4.1.5.1. Análisis de sensibilidad. ....................................................................... 78
3.4.1.5.2. Análisis de riesgo.................................................................................. 80
3.5. Criterios preliminares para la identificación del proyecto de un gasificador (Quaak
viii
Página
et. al., 1999). ..................................................................................................................... 81
4. Metodologia. ..................................................................................................................... 84
4.1. Materiales. ................................................................................................................. 84
4.2. Métodos. .................................................................................................................... 85
5. Resultados. ........................................................................................................................ 87
5.1. Caracterización de la empresa. .................................................................................. 87
5.1.1. Macrolocalización. ............................................................................................. 87
5.1.2. Microlocalización. .............................................................................................. 87
5.1.3. Historia de la Empresa. ....................................................................................... 87
5.2. Cuantificación de variables utilizadas en la selección del gasificador. ..................... 88
5.2.1. Disponibilidad de Materia prima para el gasificador. ........................................ 88
5.2.1.1. Balance de materiales. ................................................................................. 90
5.2.1.2. Materia prima disponible para gasificar. ..................................................... 92
5.2.2. Cálculo de horas totales a trabajar por el gasificador. ........................................ 96
5.2.3. Requerimientos de potencia del aserradero. ....................................................... 98
5.3. Selección del equipo para el proceso de gasificación de biomasa. ......................... 100
5.4. Cotización del equipo. ............................................................................................. 101
5.4.1. Descripción de la Empresa proveedora. ........................................................... 102
5.4.2. Historia de la empresa. ..................................................................................... 102
5.4.3. Propuesta presentadas por la empresa 3i (International Innovations
Incorporated). ............................................................................................................. 103
5.4.4. Componentes mayores del “Powerhearth 750”. ............................................... 103
5.4.4.1. Sistema automático de alimentación de materia prima. ............................ 103
5.4.4.2. Motor alternador. ....................................................................................... 103
5.4.4.3. Componentes Auxiliares............................................................................ 104
5.4.4.4. Sistema de limpieza del gas. .................................................................. 106
5.4.4.5. Sistema de enfriamiento del gas. ........................................................... 106
5.4.4.6. Cuarto de Monitoreo Central. ................................................................ 107
5.4.4.7. Diversos componentes auxiliares y servicios de soporte. ......................... 107
5.4.5. Descripción del sistema de certificación. ......................................................... 108
5.4.5.1. Prueba del motor y alternador. .................................................................. 108
5.4.5.1.1. Certificación del motor y alternador. .................................................. 110
5.4.6. Fases para la entrega del equipo. ...................................................................... 110
5.4.7. Garantía de funcionamiento. ............................................................................ 111
ix
Página
5.4.8. Precio y términos de venta del Powerhearth 750. ............................................ 112
5.4.8.1. Términos de venta. .................................................................................... 112
5.4.9. Obra civil e infraestructura necesaria. .................................................................. 113
5.4.10. Operadores. ......................................................................................................... 114
5.4.11. Mantenimiento. ................................................................................................... 114
5.5. Impuesto por importación de maquinaria y equipo. ................................................ 114
5.6. Evaluación financiera del proyecto. ........................................................................ 116
5.6.1. Definición de la situación actual o sin proyecto. .............................................. 116
5.6.2. Definición de la situación con proyecto. .......................................................... 116
5.6.2.1. Descripción física y operativa del proyecto. ............................................. 116
5.6.2.2. Determinación del importe de inversiones en activo fijo (Anexo 4). ........ 117
5.6.2.3. Calculo de necesidades de inversión en capital de trabajo. ....................... 119
5.6.2.4. Identificación y cuantificación de costos y beneficios. ............................. 121
5.6.2.5. Construcción de los flujos de caja. ............................................................ 122
5.6.2.5.1. Proyección de ingresos y costos anuales. ........................................... 122
5.6.2.5.2. Proyecciones de flujo de efectivo. ...................................................... 122
5.6.2.6. Determinación de los indicadores de rentabilidad (Anexo 19a, 19b, 19c).123
5.6.2.6.1. Valor actual Neto o Valor actual Presente. ......................................... 123
5.6.2.6.2. Tasa Interna de Retorno. ..................................................................... 124
5.6.2.6.3. Relación Beneficio/Costo ................................................................... 124
5.6.2.6.4. Recuperación de la Inversión. ............................................................ 125
6. Conclusiones. .................................................................................................................. 126
7. Recomendaciones. .......................................................................................................... 128
8. Bibliografía citada .......................................................................................................... 130
9. Anexos. ........................................................................................................................... 135
x
ÍNDICE DE CUADROS
Cuadro Página
Cuadro 1: Competitividad de tarifas eléctricas México-USA 1999-2006. ........................... 12
Cuadro 2: Estimación del potencial energético de los ecosistemas de México. ................... 15
Cuadro 3: Producción a partir de plantaciones forestales: ................................................... 16
Cuadro 4: Distribución geográfica de la planta industrial forestal ....................................... 17
Cuadro 5: Estimación del potencial energético de la Industria Forestal .............................. 18
Cuadro 6: Biomasa forestal generada en una plantación forestal ......................................... 21
Cuadro 7: Reacciones químicas básicas del proceso de gasificación de biomasa................ 23
Cuadro 8: Composición de los gases obtenidos por gasificación ......................................... 24
Cuadro 9: Características de operación de los diferentes tipos de gasificadores. ................ 39
Cuadro 10: Requisitos mínimos de calidad del gas en diferentes aplicaciones.................... 39
Cuadro 11: Comparación de los diferentes sistemas de gasificación. .................................. 40
Cuadro 12: Residuos generados en el proceso de gasificación. ........................................... 44
Cuadro 13: Efectos tóxicos de diferentes concentraciones de monóxido de carbono en el
aire. ....................................................................................................................... 46
Cuadro 14: Costos de gasificadores de biomasa a pequeña escala y factibilidad. ............... 50
Cuadro 15: Costos y parámetros de muestra para un gasificador de pequeña escala
(Sistemas de alto costo). ....................................................................................... 52
Cuadro 16: Costos y parámetros de muestra para un gasificador de pequeña escala
(Sistemas de bajo costo) ....................................................................................... 53
Cuadro 17: Ciclo de vida de un proyecto. ............................................................................ 54
Cuadro 18: Niveles de estudio de los proyectos. .................................................................. 55
Cuadro 19: Incrementos maderables por especie ................................................................. 89
Cuadro 20: Distribución de productos promedio de la trocería disponible para el aserradero89
Cuadro 21: Materia prima enviada para la industria del aserrío........................................... 90
Cuadro 22: Productos obtenidos con el diagrama de corte .................................................. 94
Cuadro 23: Superficies obtenidas a partir del diagrama de corte. ........................................ 94
Cuadro 24: Porcentaje de materia prima disponible para gasificar proveniente de productos
primarios. .............................................................................................................. 95
Cuadro 25: Cantidad de materia prima disponible utilizando las dos especies más
importantes. .......................................................................................................... 95
Cuadro 26: Equivalencia de metros cúbicos de aserrín a toneladas. .................................... 96
xi
Cuadro Página
Cuadro 27: Horas de trabajo del aserradero por año ............................................................ 97
Cuadro 28: Desglose de horas por posible actividad del gasificador. .................................. 97
Cuadro 29: Horas de trabajo y consumo equivalente de aserrín .......................................... 98
Cuadro 30: Requerimientos de potencia del aserradero por área de trabajo. ....................... 99
Cuadro 31: Parámetros base para la selección del equipo adecuado para el Gasificador de
Lecho fluidizado. ................................................................................................ 100
Cuadro 32: Resumen de la cotización y cálculo de inversión en activos fijos. .................. 118
Cuadro 33: Resumen de la cotización y cálculo de inversión en activos diferidos tasa y
servicios de importación. .................................................................................... 119
Cuadro 34: Capital de trabajo por concepto de mano de obra............................................ 120
Cuadro 35: Capital de trabajo por número de horas de los costos y gastos para un año de
trabajo. ................................................................................................................ 121
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Página
Figura 1: Pico de extracción (miles de millones de barriles por año). ................................... 4
Figura 2: Relación Descubrimientos vs. Producción.............................................................. 5
Figura 3: Proyección de la producción mundial de petróleo publicada por Hubbert en 1971
en el ”Scientific American”. ................................................................................... 6
Figura 4: Reservas de petróleo y Producción de México. ...................................................... 9
Figura 5: Precio promedio de electricidad del sector industrial 1999-2006 México vs
Estados Unidos. .................................................................................................... 12
Figura 6: Precio promedio de electricidad variación porcentual. ......................................... 13
Figura 7: Variación porcentual de los tres sectores en el periodo 1999 - 2006 México vs
USA. ..................................................................................................................... 13
Figura 8: Distribución de biomasa en una plantación de Pinus radiata D. Donn. ............... 21
Figura 9: Composición del gas de madera en función del contenido de humedad de la
madera (15% de pérdida de calor) Vol. de nitrógeno (%). ................................... 24
Figura 10: Productos del proceso de gasificación. ............................................................... 26
Figura 11: Esquema de un Gasificador Updraft. .................................................................. 31
Figura 12: Esquema del Gasificador Downdraft tipo troat,.................................................. 32
Figura 13: Esquema de un Gasificador de Tiro Transversal. ............................................... 35
Figura 14: Esquema de un gasificador de lecho fluidizado. ................................................. 36
Figura 15: Diagrama de proceso simplificado de la gasificación de biomasa...................... 38
Figura 16: Esquema de un sistema de gasificación con filtrado y lavado del “siter gas” que
alimenta un motor de combustión interna. ........................................................... 43
Figura. 17: Árbol de decisiones para proyectos de gasificadores de biomasa a pequeña
escala. ................................................................................................................... 82
Figura 18: Árbol de decisiones para proyectos de gasificadores de biomasa a pequeña
escala (continuación página anterior) ................................................................... 83
Figura 19: Balance de materiales para Pinus douglasiana, P. tennifolia y P. oocarpa ....... 91
Figura 20: Diagrama de corte más usual en el aserradero (despiece). ................................. 93
xiii
INDICE DE ANEXOS
Anexo Página
Anexo 1: Mapa del Estado de Tabasco donde se muestra la ubicación de la empresa. ..... 135
Anexo 2: Plano de microlocalización del proyecto para la instalación del gasificador de
biomasa ............................................................................................................... 136
Anexo 3: Plano de microlocalización del proyecto en el aserradero para la instalación del
gasificador de biomasa ....................................................................................... 137
Anexo No 4: Presupuesto de Inversión. ............................................................................. 138
Anexo 5: Calendario de Inversión. ..................................................................................... 138
Anexo 6: Valor de reposición Anual - Valor Residual- Valor de Reposición. .................. 139
Anexo 7: Valor de rescate o residual- de los conceptos de inversión y re inversión ......... 139
Anexo 8: Presupuesto de costo de operación. .................................................................... 140
Anexo 9: Presupuesto incremental de trabajo. ................................................................... 140
Anexo 10: Flujo de fondo y determinación del capital de trabajo para el primer año de
operación. ........................................................................................................... 141
Anexo 11: Determinación de los montos del recurso financiero........................................ 142
Anexo 12: Presupuesto de Ingresos. ................................................................................... 143
Anexo 13: Estado de resultados y ganancias. ..................................................................... 144
Anexo 14: Flujo de efectivo o Flujo de caja. Análisis Pro-Forma Proyectados ................. 145
Anexo 15: Balance General de Inversiones ........................................................................ 146
Anexo 16: Periodo de recuperación de la inversión. .......................................................... 147
Anexo 17: Presupuestos de costos totales de producción (MP) - Ingresos Totales (MP) –
Volumen de producción (TM) – Punto de Equilibrio (PE). ............................... 147
Anexo 18: Presupuestos de costos totales de producción (MP) - Ingresos Totales (MP) –
Volumen de producción (TM) – Punto de Equilibrio (PE) ................................ 148
Anexo 19a: Indicadores de rentabilidad. ............................................................................ 149
Anexo 19b: Indicadores de rentabilidad. ............................................................................ 149
Anexo 19c: Indicadores de rentabilidad. ............................................................................ 149
1
1. INTRODUCCIÓN.
El uso de la madera y otras formas de biomasa como combustibles para la generación de
electricidad y calor ha tomado nuevamente interés en muchas partes del mundo, debido a
que la biomasa es un combustible generoso, a menudo barato y renovable. Así, el
incremento en la disponibilidad de la biomasa combinada con el desarrollo reciente de
tecnología para su uso eficiente y con bajos niveles de emisiones, promueve para hacer de
esta una opción atractiva de combustible alterno (Pfauman, 2007; FAO, 1993).
Cabe mencionar que estas fuentes alternas de energía no son nuevas, debido a que el uso
del gas de madera en Alemania, Suecia, y en otros países europeos ya tiene tiempo que se
ha empleado, pues en los años cincuenta del siglo pasado, era posible ver automóviles que
circulaban utilizando el gas de madera como combustible (Bailey, 1979; FAO, 1993;
Pfauman, 2007; Meier, 2007).
Se debe considerar que lo que ha motivado el desarrollo de la búsqueda de fuentes alternas
de energía son básicamente tres elementos principales: el primero es la escasez o falta de
disponibilidad de combustibles de origen fósil, esto es un hecho ya señalado en varios
estudios; el segundo son las medidas encaminadas a proteger el clima, debido a que las
emisiones que producen las fuentes fósiles están causando daños a la atmósfera, lo que ha
provocado el calentamiento del planeta, así como el incremento en el nivel de los océanos;
y el tercero es la provisión a largo plazo de fuentes de energía. (Meier, 2007).
La finalidad de establecer un gasificador en el aserradero, es que la empresa sea
autosustentable eléctricamente; es decir, no dependa del suministro eléctrico de la
Comisión Federal de Electricidad salvo en ocasiones de extrema necesidad o emergencia,
es por ello que unos de los parámetros a comparar es el costo por Kw-h generado por el
gasificador y el costo del Kw-h que suministra CFE a la empresa. De dichos datos arrojados
dependerá en gran medida el éxito o fracaso de la instalación de un gasificador para los
fines que se propone en el presente estudio.
2
Sin embargo, las energías renovables en México, particularmente la bioenergía es un tema
poco explorado, ya que existen en el país estudios sobre su potencialidad, más no así
estudios o proyectos que estén trabajando para generar energía a través de la biomasa
específicamente a partir de la madera, donde se espera tengan un gran impacto en la
industria forestal mexicana.
La importancia de hacer un análisis financiero en este tipo de proyectos es que permite
vislumbrar de forma económica los resultados de las inversiones realizadas a un tiempo
determinado, disminuyendo los riesgos de perdida por malas inversiones y permite corregir
errores o situaciones que pudieran poner en riesgo la viabilidad del proyecto. No obstante,
existen distintos factores técnicos, ambientales, sociales, culturales y económicos para
elegir el gas de madera como fuente de energía, dichos factores convierten a este
combustible en una opción energética dependiente del lugar y de la situación, de esta forma
tal vez sea posible producir energía competitiva en cuanto al costo mediante el
procedimiento que esos productos soporten todos los costos resultantes del crecimiento,
extracción y procesos de industrialización de la madera, o la mayor parte de los procesos.
Es por ello que se consideró necesario analizar un estudio de caso como proyecto viable
antes de tomar una decisión de instalar este tipo de plantas generadoras de energía en
México (Quaak et al, 1999; Pfauman, 2007).
3
2. OBJETIVOS.
2.1. Objetivo General.
Analizar la factibilidad financiera en el uso de la biomasa forestal para la producción
de energía amigable con el ambiente, por medio de gasificadores de lecho fluidizado,
para la Industria Forestal de México.
2.2. Objetivos Particulares.
Determinar la viabilidad de utilizar la madera y específicamente los
subproductos generados de la industria forestal, como es el aserrín, para la
generación de energía eléctrica.
Determinar la factibilidad financiera de instalar un gasificador de biomasa
para el Aserradero propiedad de la empresa “Servicios Forestales Especializados
S.A. de C.V. ubicado en el municipio Emiliano Zapata en el estado de Tabasco,
México.
4
3. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA.
3.1. Antecedentes generales.
3.1.1. Situación internacional del petróleo.
Existe una situación que se debe analizar ya que no hay marcha atrás, el momento
Internacional en cuanto a suministro de hidrocarburos está llegando a un punto que se
tornará crítico en los próximos cinco a diez años, encontrándose actualmente en una etapa
de vulnerabilidad energética que ha afectado en gran medida la producción, suministro y
precios del petróleo. En la década de los 70’s existieron predicciones que vislumbraban que
la producción mundial de petróleo iba a comenzar a declinar hacia 1990 - 2000 (Figura 1).
La producción mundial de petróleo alcanzó un primer máximo a fines de los años 70 y
después declinó durante la década de los 80’s recuperando después su producción creciente.
Se predijo que a nivel mundial, la producción de petróleo comenzará a declinar entre los
años 2005 - 2010 y que la producción total de hidrocarburos incluyendo gas natural y otros
recursos comenzarán a declinar hacia el año 2012 (Rodríguez et al. 2006).
Fuente ASPO, 2004
Figura 1: Pico de extracción (miles de millones de barriles por año).
Se puede pensar que la falta de recursos energéticos puede compensarse con un mayor
esfuerzo en exploración o mejores técnicas de recuperación de petróleo, pero esto
5
desgraciadamente no es así ya que los datos muestran que la producción ha sobrepasado los
nuevos descubrimientos de hidrocarburos desde 1980 (Figura 2) (Rodríguez et al. 2006).
Fuente: ASPO, 2004
Figura 2: Relación Descubrimientos vs. Producción.
De esta forma, en los últimos 27 años se ha estado funcionando a partir de las reservas que
se acumularon en el pasado. La información muestra que los yacimientos reales por
descubrir son marginales, pequeños y de elevados costos de producción (Figura 2).
También muestran que en 45 años la humanidad ha consumido casi la mitad de las reservas
del petróleo del planeta que tardaron cientos de millones de años para acumularse. Por lo
tanto, si se analiza la información, implica que en un plazo de cinco a siete años la situación
de la oferta de petróleo del planeta se complicará y se podrían originar dos escenarios que
se mencionan a continuación (Rodríguez et al., 2006):
La curva inferior de la Figura 3 muestra que, aunque las reservas fuesen una y media veces
más altas, las fechas del pico de la producción sólo se retrasarían ocho años y el tiempo en
que la humanidad se tardaría en consumir el 80% de las reservas mundiales, se ampliaría
tan solo seis años.
6
Fuente ASPO, 2004
Figura 3: Proyección de la producción mundial de petróleo publicada por Hubbert en 1971 en el
”Scientific American”.
El primer escenario, se logra cuando la curva de declinación de producción sea
relativamente simétrica con el aumento de petróleo (el petróleo tardó millones de años en
formarse). Para que esto ocurra se debe ir remplazando la utilización del petróleo y otros
hidrocarburos por nuevos energéticos. Esta situación tendería a llevar una situación de
precios creciente, pero con tendencia al alza relativamente suave (Rodríguez et al., 2006).
El segundo escenario es que el consumo mundial se mantenga a niveles parecidos al actual
o siga creciendo. En este caso la declinación de producción del petróleo será mucho más
rápida que lo que fue el aumento de reservas y nuevos yacimientos (Figura 1). Un
escenario de este tipo implica fuerte inestabilidad en los precios y fuertes fluctuaciones con
tendencias a la alza (Rodríguez et al., 2006).
Por lo tanto, de acuerdo a las últimas tendencias y datos, el segundo escenario planteado
será el que en los próximos años el mundo tendrá que enfrentar.
7
3.1.2. Situación del petróleo en México.
En marzo del 2007, Petróleos Mexicanos (PEMEX) presentó su informe de reservas de
petróleo estimadas al primero de enero del 2007, el estudio consiste fundamentalmente en
informar la evolución anual de las reservas de hidrocarburos del país, cuyos elementos
principales son (PEMEX, 2007):
1. Descubrimientos más recientes.
2. La producción total del año previo.
3. Las revisiones al comportamiento de sus campos.
Todo esto es explicado de acuerdo a criterios y definiciones empleados internacionalmente.
En esta ocasión los aspectos más relevantes del informe a destacar son los siguientes
(PEMEX, 2007):
En el ámbito internacional, México ocupa el décimo quinto lugar en lo referente a
las reservas probadas de crudo (incluye condensados y líquidos de planta) y el lugar
trigésimo quinto en relación al gas seco.
Las reservas probadas (1P) sumaron 15,514.2 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente al 1 de enero del 2007, inferiores en 955 millones a las reportadas en el
año previo, habiéndose repuesto 663 millones de 1,618 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente producidos en 2006.
La relación reserva probada de producción (1P) de crudo equivalente al 1 de enero
del 2007 se situó en 9.6 años en crudo equivalente. Al 1 de enero de 2006 este
cociente fue de 10.3 años. Lo que significa que se tienen reservas probadas hasta el
año 2017.
La tasa de restitución de reservas probadas en crudo equivalente, considerando
descubrimientos, revisiones y desarrollos del 2006 alcanzó 41 por ciento -superior
al obtenido en 2005 cuando fue 26.4 por ciento- con lo que se mantiene una
tendencia creciente en este indicador, aunque inferior al objetivo de 100 por ciento,
8
siendo la máxima alcanzada por PEMEX desde que se estiman y clasifican las
reservas de hidrocarburos de acuerdo a definiciones internacionales.
La tasa de restitución de reservas probadas considerando solamente gas natural
llegó a 49 por ciento, habiéndose producido 1,955 miles de millones de pies cúbicos
en 2006.
Para aceite crudo, esta tasa de restitución alcanzó 36 por ciento considerando una
producción de 1,188 millones de barriles de aceite.
Las reservas probadas y probables (2P) ascienden a 30,771.6 mientras que las
reservas totales, o 3P, llegaron a 45,376.3 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
Si se consideran las reservas 2P, la relación reserva-producción crudo equivalente
sería de 19.0 años y 28.0 años para la 3P o reservas totales.
En un contexto de producción creciente de gas natural, la tasa de restitución de las reservas
3P o totales de gas natural, alcanzó un máximo histórico de 135 por ciento, al pasar la
reserva 3P de gas natural del 1 de enero de 2006 de 62.4 a 63.0 millones de millones de
pies cúbicos al 1 de enero de 2007, aún cuando se produjeron 1,955 miles de millones de
pies cúbicos en 2006 (PEMEX, 2007).
En cuanto a la composición de las reservas 3P de hidrocarburos, 70.3 por ciento es petróleo
crudo, 20.1 por ciento es gas seco, 7.5 por ciento son líquidos de planta y 2.1 por ciento son
condensados (PEMEX 2007).
Desde el año 2003, PEMEX estima las reservas probadas de acuerdo a la definición de
reservas probadas emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) de los
Estados Unidos de América, en tanto que para las reservas probables y posibles, la
evaluación está alineada a las definiciones emitidas por la asociación gremial Society of
Petroleum Engineers (SPE), por los comités nacionales World Petroleum Council (WPC) y
la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) (PEMEX, 2007).
9
En términos más explicativos, el consumo y producción de petróleo mexicano en
comparación con las reservas nuevas descubiertas no van de la mano (Figura 4), los pozos
que abastecen de grandes cantidades de petróleo al país empiezan a declinar; desde el 2005
se anuncio que la producción de Cantarell, el principal yacimiento de crudo de México,
disminuye más rápido de lo estimado, por lo que esa situación ya es preocupante (PEMEX,
2005).
Petróleos Mexicanos explicó que la declinación de Cantarell es preocupante porque la
producción de los demás pozos no compensa la caída de este gran complejo ubicado en la
Sonda de Campeche. Enriqueta Cabrera en una nota publicada por el diario el Universal del
día 8 de abril del 2007 además de dar una panorámica global de la situación de Cantarell,
indica que las inversiones necesarias para mantener la producción actual son de 15 mil
millones de dólares por año y con el actual régimen fiscal de PEMEX eso no es posible
(PEMEX, 2007).
Fuente: ASPO, 2004
Figura 4: Reservas de petróleo y Producción de México.
PEMEX previó para el año 2007 una baja del 15 por ciento en la producción de Cantarell
respecto al año anterior, (hasta 1.526 millones de bpd). Durante años ese yacimiento aportó
cerca del 60 por ciento de la producción de crudo de México (PEMEX, 2007)
Por otra parte, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidió no
aplicar nuevos recortes a su producción actual de crudo, esta decisión estuvo apoyada en las
10
estimaciones de mayor consumo energético para este año, y una menor producción de los
países no miembros de la OPEP (PEMEX, 2005).
La situación petrolera de México no presenta un futuro alentador, se tiene petróleo
comprobado en 2007 para los futuros 10 años siguientes y si se logra concretar la
disponibilidad de los recursos 2P sumaría a 28 años de producción y consumo asegurado,
cuando el promedio mundial de reservas para los países es de 40 años. Podrían seguirse
descubriendo nuevos yacimientos petroleros, pero se demuestra que estos descubrimientos
no cubren la totalidad de la producción por año (Figura 4), por lo que se están
consumiendo las reservas con las que se cuenta y de no lograr adicionar de manera
suficiente más recursos petroleros, México atravesaría por una crisis energética aguda
(PEMEX, 2007).
El petróleo representa el energético más importante para México ya que es la principal
fuente de divisas, aporta aproximadamente el 37 % del PIB según los últimos reportes en el
2006 de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y la principal fuente de energía
primaria para la industria nacional (SHyCP, 2006).
3.1.3. Comisión Federal de Electricidad.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) es la empresa Nacional que garantiza la red
eléctrica en todo el país y por consecuencia el suministro y distribución de energía eléctrica
en México y por ello se convierte en un punto importante para analizar, ya que de ella
dependen muchas de las industrias de alimentos, textiles, construcción y vivienda, forestal
y por supuesto los hogares de las familias mexicanas. En México, según el último reporte
del Anuario Estadístico de Población y Vivienda se ha alcanzado una cobertura en servicio
eléctrico del 96% (INEGI, 2005), quedando aproximadamente cinco millones de personas
sin electricidad en sus hogares. Gran parte de ellos habitan en localidades aisladas, donde la
extensión de la red convencional no representa una solución económicamente viable para la
paraestatal (INEGI, 2005).
Para proveer de energía a este rezagado sector de la población se diseñó el Proyecto Banco
Mundial/ Secretaría de Enegía/ GEF “Servicios Integrales de Energía para Pequeñas
11
Comunidades Rurales en México (SIEPCRM)”, (SENER, 2006). El SIEPRCM pretende,
en los próximos cinco años, impulsar proyectos de electrificación rural con Energías
Renovables (ER), en los estados de Chiapas, Guerrero, Oaxaca y Veracruz, tratando de
dotar de electricidad a 50,000 viviendas. El 60% de las localidades a electrificar son de
población indígena. Se programó que se llevaría a cabo con la colaboración de la Comisión
Nacional para el Desarrollo de los Pueblos Indígenas (CDI), en el marco de su programa de
apoyo en infraestructura básica (PIBAI) en los 50 municipios más pobres del país. Para ello
se utilizarán diversas tecnologías incluyendo celdas fotovoltaicas, turbinas eólicas, plantas
micro-hidráulicas, pequeñas plantas generadoras con biomasa y sistemas híbridos ER-
diesel. Los recursos para su desarrollo consistirán de una donación, a fondo perdido por 15
millones de dólares y un préstamo de Banco Mundial por 15 millones de dólares más, que
apalancarán una inversión estatal y municipal por 60 millones de dólares. Adicionalmente
se buscó una conversión de programas federales como Micro-Regiones de la Secretaría de
Desarrollo Social y PIBAI de CDI; así como privada por 10 millones de dólares para tener
una bolsa total de 100 millones de dólares a invertir en 5 años (SENER, 2006).
3.1.3.1. Tarifas eléctricas del sector industrial en México.
El precio por Kw-h año con año ha ido en aumento a un tasa del 15% anual
aproximadamente (Cuadro1), propiciando que la industria en todos sus sectores aumenten
sus costos de producción. En el marco de la competitividad esto claramente deja en
desventaja a las industrias mexicanas frente a las industrias de otros países.
12
Cuadro 1: Competitividad de tarifas eléctricas México-USA 1999-2006.
Sector 1999 2006 Incremento Total (%) Incremento Anual (%)
Industrial
México 3.70 8.16 120 15
Estados Unidos 4.43 6.09 37 4.63
Comercial
México 12.38 21.27 72 9
Estados Unidos 7.26 9.36 29 3.10
Residencial
México 5.15 9.03 75 9.38
Estados Unidos 8.16 10.4 27 3.38
Fuentes: Energy Information Administration / Electric Power March 2007
El precio promedio de electricidad en México en 2006 fue 34% (Figura 5) por arriba de
USA para el sector industrial, y 127% por arriba para el sector comercial. El Precio crece
más rápidamente en México que en USA por consiguiente México pierde competitividad
eléctrica.
Fuentes: Energy Information Administration / Electric Power March 2007
Figura 5: Precio promedio de electricidad del sector industrial 1999-2006 México vs Estados Unidos.
13
El precio promedio para el sector industrial aumentó 120% en México de 1999 a 2006
(Figura 6) mientras en USA aumentó 37%.
Fuentes: Energy Information Administration / Electric Power March 2007.
Figura 6: Precio promedio de electricidad variación porcentual.
Por lo tanto, existe un crecimiento desproporcionado (Figura 7) del precio de la energía
eléctrica en México para todos los sectores consumidores en comparación con los Estados
Unidos.
Fuentes: Energy Information Administration / Electric Power March 2007.
Figura 7: Variación porcentual de los tres sectores en el periodo 1999 - 2006 México vs USA.
14
3.1.4. Potencial de bosques mexicanos para la generación de energía.
México cuenta con más de 56 millones de hectáreas de superficie arbolada, constituido por
bosques de coníferas y selvas principalmente; además de contar con más de 84 millones de
hectáreas de otras vegetaciones susceptibles de generar material leñoso para la obtención de
gas combustible (INEGI, 2003).
En el año 2006 la Comisión Nacional Forestal (CONAFOR) en coordinación con la Red
Mexicana de Bioenergía publicaron el libro “La Bioenergía en México”, en donde se hace
un pequeño análisis del potencial que México tiene para generar energía (Cuadro 2 y 3) a
partir de la biomasa forestal (Masera et. al,. 2006).
Para estimar las existencias y la productividad potencial de los biocombustibles de madera
provenientes de bosques naturales se utilizó una metodología basada en información
existente del Inventario Forestal Nacional del año 1994 y 2000, del Censo de Población y
Vivienda del INEGI, del mapeo de carreteras publicado por INEGI y CONABIO, del mapa
de Áreas Naturales Protegidas de México publicado por CONABIO y un análisis de
accesibilidad física publicado por el Laboratorio de Bioenergía de la UNAM. Para lo cual,
se asignaron valores medios de existencias (m3/ha) a cuatro de las nueve categorías de
cobertura del suelo o “Formaciones” del Inventario Nacional Forestal 2000. Las existencias
volumétricas para selva y bosques se obtuvieron del Inventario Forestal Nacional (1994).
Los valores de existencias volumétricas de cada formación fueron afectados por un
coeficiente de expansión de la biomasa, que representa la relación entre el volumen total de
los árboles y el volumen maderable (“de fuste limpio”) reportado por el Inventario
Nacional Forestal (1994). Multiplicado por el volumen total por el peso específico
promedio de la madera de cada formación, se obtuvo la existencia en toneladas de materia
seca (Masera et. al,. 2006).
Se registra para México un potencial energético de 997-1716 PJ/año (Cuadro 2). Estos
datos los se publican como una estimación conservadora del potencial, ya que consideran
los siguientes aspectos (Masera et. al., 2006):
15
Las productividades estimadas en el Inventario Nacional Forestal de 1994 son muy
bajas, debido a que se basaron en mediciones del crecimiento de las especies
comerciales para árboles de diámetro mayor a 10 cm., excluyendo a las especies “no
comerciales” y los árboles muertos.
Se supone el uso energético como complemento y no como uso exclusivo de los
bosques naturales, ya que se considera solamente la madera que no tiene otra
utilidad que la energética.
Se aplica un factor de accesibilidad conservador porque sólo se consideran las
carreteras principales, descartando los caminos secundarios, brechas y veredas
transitables por vehículos.
No se considera el posible impacto de un manejo ordenado e intensivo sobre la
productividad futura.
Cuadro 2: Estimación del potencial energético de los ecosistemas de México.
Formación
Sup.
Total
millones
de Ha.
Sup.
accesible
(a)
millones
de ha
Volumen
en pie
m3/ha
Factor de
uso
energético
Productividad
tMS/ha/año
Incremento
anual para
energía
(tMS/año)
Equivalente
en energía
primaria
PJ/año
Total 194.3 96.9-
114.6 49,9-85,8 997-1,716
Bosques 32.9 16.3-
25.9 64 0.55 0.96 15,725.0 314-519
Selvas 30.8 17.0-
25.5 39 0.80 1.11 18.9-28.3 378-566
Matorral 55.4 11.5-
27.0 15 0.95 0.84 9.7-22.8 112-176
Vegetación
Hidrófila 2.2 0.9-1.5 100 0.9 6.00 5.6-8.8 112-176
Fuente: CONAFOR, 2006
16
Cuadro 3: Producción a partir de plantaciones forestales:
Categoría según
índice (a)
Superficie Millones
de Ha
Productividad
(tMS/ha/año)
Incremento anual
de energía
Millones de
tms/año
Equivalente en
Energía primaria
PJ/año
Total 16.3 450- 1246
0.1-0.3 10.0 0.5-3.0 4.5-27 90-540
0.4-0.6 5.9 3.0-6.0 15.9-31.8 316-636
0.6-1 0.4 6.0-10.0 2.1-3.5 42-71
Fuente: CONAFOR, 2006
(a) Utilizaron un índice basado en cinco criterios claves que determinan la calidad de sitio para el
establecimiento de plantaciones energéticas: cobertura con vegetación secundaria (IFN, 2000), Pendiente
menores a 15°, superficie accesible alrededor de localidades y al costado de carreteras principales., clasificación
de suelo, precipitaciones anuales.
3.1.5. Industria Forestal.
La gasificación como método para obtener energía utilizable en motores de la industria
forestal de México, es un tema atractivo, principalmente tomando en cuenta que la industria
forestal se encuentra en una situación difícil y en desventaja por los altos costos de
operación (Gutiérrez, 2004).
Si se lograra la reducción de los costos por conceptos de energéticos, la industria forestal
del país tendría una mayor posibilidad de competir a nivel mundial, de ahí que los
gasificadores son una alternativa viable para las industrias en México. Según el último
análisis estadístico que reportó INEGI (2003), en México se encuentran 2058 aserraderos
registrados (Cuadro 4), todos ellos en estados de la Republica Mexicana donde la
población rural aún no cuenta con un sistema de cableado eléctrico no establecido en su
totalidad dentro del Estado.
17
Cuadro 4: Distribución geográfica de la planta industrial forestal
Estado Aserradero
s
Fábrica
s de
chapa y
triplay
Fábrica
s de
tableros
Fábrica
s de
cajas
Talleres de
secundario
s
Fábrica
s de
muebles
Fábrica
s de
Celulosa
Otro
s Total
Michoacán 536 1 4 140 373 14 2 178 1,24
8
Durango 193 11 5 224 10 8 2 5 458
Chihuahu
a 306 9 3 41 0 7 1 9 376
México 202 4 0 0 0 2 0 7 215
Jalisco 105 0 1 12 6 0 1 0 125
Resto 716 23 4 98 136 29 1 68 1,07
5
Total 2,058 48 17 515 525 60 7 267 3,49
7
Fuente: Anuario Estadístico 2003, INEGI
Masera (2006) estima el potencial de generación de energía para la industria forestal
(Cuadro 5), considerando dos categorías generales: a) subproductos de la extracción
forestal que corresponden a los desechos maderables que se generan durante las prácticas
de extracción de la madera comercial (en rollo) y b) subproductos de la industria maderera,
que corresponden a los desechos que se generan principalmente en los aserraderos. Las
existencias de los residuos combustibles de madera a partir de la extracción se estimaron
mediante el volumen de la producción forestal maderable, el cual se obtuvo del Anuario
Estadístico de los Estados Unidos Mexicanos publicado por INEGI (2003). Este valor se
afectó por un coeficiente de generación de residuo (madera total/ madera comercial =
residuos) y por el peso específico promedio de la madera comercial. Las existencias de
residuos combustibles de madera de desecho de la industria maderera se estimaron
mediante la proporción de la producción forestal maderable que se destina a la industria del
aserrío (construcción, muebles, chapa y triplay, empaques, electricidad, telefonía y
ferrocarriles), la cual corresponde a 76%, (INEGI, 1998). El volumen total fue nuevamente
afectado por un coeficiente de generación de residuos del aserradero y por el peso
18
específico de la madera (Masera et. al,. 2006)
Cuadro 5: Estimación del potencial energético de la Industria Forestal
Categoría Año
Volumen de la
producción Forestal
maderable o de la
producción maderera
aserrada milones de m3r
Coeficiente de
generación de
residuos
Existencias de
residuos con
potencial energético
millones de
tMS/año
Equivalente en
energía
primaria
PJ/año.
TOTAL 71
Subproductos de
la extracción
Forestal
2001 8.1 0.5 2.0 41
Subproductos de
la Industria
Maderera
2001 6.1 0.5 1.5 31
Fuente: CONAFOR, 2006
Sumando los tres aspectos que Masera (2006) reporta, se considera que México (tomando
solamente en cuenta combustibles de madera provenientes de bosques naturales, de
plantaciones energéticas, de la extracción forestal y la industria maderera), tiene un
potencial energético total de 1518 a 3033 PJ/año.
En otro estudio realizado por la Universidad Autónoma Metropolitana (2005) denominado
“Una visión al 2030 de la utilización de las energías renovables en México” que fue
encargado por la Dirección General de Investigación, Desarrollo Tecnológico, y Medio
Ambiente de la Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico,
Secretaría de Energía y el Banco Mundial, presentan una visión para todas las energías
renovables y hacen un análisis para el caso de la biomasa, cuyos resultados más relevantes
son lo siguientes (UAM,2005):
19
En Biomasa, se incluyó: plantaciones energéticas para producción de combustibles leñosos,
plantaciones energéticas y residuos para producción de combustibles líquidos, y residuos
agrícolas.
El recurso forestal que se relaciona con combustibles de madera directa son aquellos
provenientes de bosques naturales o plantaciones energéticas, así como combustibles de
madera indirecta como el aserrín.
Los combustibles de madera directa se dividen en los que se generan en la naturaleza y los
de plantaciones. Los que se generan en la naturaleza, se tienen bosques, selvas, matorrales y
la vegetación hidrófila; el total estimado de estos cuatro tipos varía entre 748-1,287 PJ/año.,
quedando relativamente más bajo o más conservador que lo reportado por Masera (2006).
El recurso estimado proveniente de plantaciones forestales dendroenergéticas es
equivalente a 716 PJ/año, quedando por debajo del valor promedio reportado por Masera
(2006) que es de 833 PJ/año.
Para los combustibles de madera indirectos, correspondientes a los desechos maderables
que se generan durante las prácticas de extracción de la madera comercial y a los desechos
que se generan principalmente en aserraderos, el recurso estimado como energético
corresponde a 53 PJ/año, nuevamente quedando por debajo del 71 PJ/ año reportado por
Masera (2006 )
El total del estimado del recurso energético estimado correspondiente a recursos forestales
que generan combustible directo e indirecto de la madera, es de 1,517 a 2056 PJ/año. Lo
reportado por Masera (2006) es de 1518 a 3033 PJ/año total para este rubro, todas las
predicciones hechas, quedan por debajo de las publicadas por Comisión Nacional Forestal.
3.1.5.1. Potencial energético del aserradero propiedad de la empresa "Servicios
especializados Forestales, S. A. De C. V". en el municipio de Emiliano. Zapata
Tabasco, México.
20
El aserrín, costeras y tiras son la principal fuente de materia prima para los gasificadores de
biomasa. La corteza también es un material que se utiliza en el proceso de gasificación,
pero en mucho menor cantidad debido a su composición química diferente al de los
materiales lignocelulósicos (Gutiérrez, 2004).
La capacidad instalada del aserradero considerando las características de la trocería de
eucalipto, se estima sea para la transformación de 70.000 m3 rollo / turno a 14,000 Pt/turno,
siendo 336,000 Pt/mes mensuales y 4`000,000.00 Pt /año, con lo cual se tendrá un consumo
de trocería de 20,000.00 m3 r / año (Calzada, 2007).
La información anterior nos permite hacer una aproximación de la cantidad de
subproductos generados, específicamente aserrín se estima que se producen de 7 a 8
toneladas diarias (Calzada, 2007). Esta información se verifica analizando los diagramas de
corte más utilizado en el proceso de aserrío.
3.1.5.2. Potencial energético de los residuos de las plantaciones forestales propiedad de
la empresa.
Las ramas, corteza y hojas son materia prima que es utilizada para los procesos de
gasificación de biomasa alrededor del mundo. Una forma de cuantificar toda esta biomasa
es por medio de las diversas ecuaciones alómetricas que ya han sido generadas para
plantaciones de eucalipto en varias partes del mundo; Nueva Zelanda, Australia y Estados
Unidos. En esto países se cuenta con diversos modelos para la estimación de biomasa
residual de plantaciones (Pérez Bolde, 2007).
Generalmente, las plantaciones arrojan cantidades importantes de biomasa que no es
aprovechable para la industria forestal. Una estimación realizada en el año 2007 donde se
utilizaron las ecuaciones alométricas aplicadas a las plantaciones forestales de Pinus
radiata D.Donn en la Séptima Región de Chile, arrojaron datos importantes sobre la
disponibilidad de biomasa residual (Figura. 8) para los procesos de gasificación. (Pérez
Bolde, 2007).
21
Distribución de Biomasa para un esquema de manejo intensivo 1
IU 10 (99% Total)
Ton/Ha; 272,942; 80%
Fuste no comercial
(Ton/Ha); 2,757; 1%
Total Ramas (Ton/Ha);
46,996; 14%
Corteza; 0,286; 0%
Aciculas; 16,352; 5%
IU 10 (99% Total) Ton/Ha Fuste no comercial (Ton/Ha) Total Ramas (Ton/Ha) Corteza Aciculas
Fuente: Pérez Bolde, 2007
Figura 8: Distribución de biomasa en una plantación de Pinus radiata D. Donn.
Una plantación potencialmente genera biomasa comercial para la industria y biomasa
residual que puede ser utilizada para varios fines, entre ellos la gasificación de la misma. El
Cuadro 7 muestra la cantidad de ambos tipos de biomasa a la edad de 24 años con un
Índice de Utilización diez (IU10) los cuales se generaron en la plantación de la Figura 8
(INFOR, 2006).
Cuadro 6: Biomasa forestal generada en una plantación forestal
Biomasa Comercial Biomasa No Comercial
IU 10 (95% Total) Ton/Ha Fuste no comercial (Ton/Ha) Total Ramas (Ton/Ha) Corteza Acículas
% Total Biomasa 272.942 2.757 46.996 0.286 16.352
74.23% 0.75% 12.78% 0.08% 4.45%
Fuente: Pérez Bolde, 2007
3.2. Teoría de la Gasificación.
La gasificación de la biomasa, es una tecnología con más de cien años de antigüedad,
aunque en la actualidad es vista como una alternativa viable para sustituir en ciertos casos a
22
los combustibles convencionales. De esta forma, Paraguay lleva varios años trabajando con
un gasificador tipo Imbert que suministra energía eléctrica por medio de esta tecnología, Sri
Lanka es otro país con un gasificador que utiliza como combustible madera y fibra de coco
(Bailey, 1979; FAO, 1993; Pfauman, 2007), Chile actualmente se encuentra en proceso de
construcción y evaluación de un gasificador tipo downdraft para la generación de energía.
El proceso de gasificación consiste en la conversión de biomasa en un gas combustible, que
actúa como portador de energía, mediante una oxidación parcial a alta temperatura, a
diferencia del proceso de combustión en el que la biomasa se quema en exceso de aire para
asegurar la combustión completa, en el proceso de gasificación la cantidad de oxígeno es de
un quinto a un tercio de la cantidad requerida teóricamente para la combustión completa. El
principal producto del proceso es un gas combustible, cuyo poder calorífico varía
dependiendo de la atmósfera de gasificación o agente gasificante (Gutiérrez, 2004; FAO,
1993).
3.2.1. Proceso básico de la gasificación de biomasa.
Cuando el combustible (biomasa) entra en el gasificador, primero se calienta dando por
resultado su secado. Una vez que la temperatura es superior a los 400 °C tiene lugar la
pirólisis dando lugar a un residuo carbonoso o char, formado principalmente por carbono y
gases condensables (hidrocarburos ligeros y pesados) y no condensables (metano, vapor de
agua, monóxido de carbono, hidrógeno y dióxido de carbono. Cuando la temperatura del
char supera los 700 °C, tiene lugar las reacciones de gasificación, que se dividen en
reacciones heterogéneas (gas-sólido) y homogéneas (gas-gas). Así, este char reacciona con
oxígeno, vapor de agua y dióxido de carbono, adicionalmente los gases reaccionan entre sí,
produciendo la mezcla del gas final (Gutiérrez, 2004; FAO, 1993; Pfauman 2007).
Para obtener un buen rendimiento de la mezcla gaseosa resultante (contenidos altos en
hidrógeno y monóxido de carbono) es necesaria una temperatura mínima de 700 a 800 °C.
Para evitar problemas técnicos debidos a la fusión y la aglomeración de cenizas, se suele
trabajar a temperaturas entre 800 y 1400 °C. En el Cuadro 7 las citadas condiciones de
23
operación se producen las reacciones químicas que se presentan en el Cuadro 8 (Gutiérrez,
2004; FAO, 1993; Pfauman 2007).
Cuadro 7: Reacciones químicas básicas del proceso de gasificación de biomasa.
C + H2O CO + H2
C + 2 H2 CO2 + 2 H2
C + H2 CH4
Fuente: Gutiérrez, 2004
El resultado final del proceso (Cuadro 8) es un gas cuyos constituyentes principales son
monóxido de carbono, hidrógeno, nitrógeno, dióxido de carbono, vapor de agua e
hidrocarburos o alquitranes (tras). La composición de este gas varía con las características
del combustible, el agente gasificante y las condiciones del proceso (Gutiérrez, 2004; FAO,
1993; Meier, 2007).
Como las relaciones C:H:O para diferentes tipos de biomasa son muy similares, el principal
parámetro del combustible que influye en la composición del gas resultante (Figura 10) es
su Contenido de Humedad (CH). Así, a mayor CH en la biomasa más agente gasificante se
necesita porque el agua se tiene que calentar y evaporar. Igualmente el gas resultante
contiene mayores proporciones de vapor, hidrógeno y metano, con el consiguiente aumento
del poder calorífico del gas obtenido. Sin embargo, un contenido de humedad excesivo (>
20%) puede tener un efecto negativo en el rendimiento. Para evitarlo, se puede recurrir a la
inyección de una corriente de vapor de agua en el gasificador (20% del peso de la biomasa)
utilizando biomasa seca. Esto se aplica en grandes sistemas industriales. La adición de agua
en el agente gasificante es necesaria cuando se requiere enriquecer en hidrógeno el gas
resultante. Las características del gas gasificante influyen de una manera decisiva en el gas
resultante. La utilización de aire u oxígeno como comburente da lugar a dos procesos de
gasificación sustancialmente distinto en cuanto a la posible utilización de los procesos
obtenidos. La presencia de nitrógeno en el agente gasificante hace que se obtengan dos
tipos diferentes de gas, no sólo en cuanto a su composición química y capacidad calorífica,
sino también desde el punto de vista de su posterior uso (Cuadro 8). Se trata del gas pobre
24
o gas de gasógeno producto de la gasificación de biomasa con aire y el gas de síntesis
producto de la gasificación con oxígeno (Gutiérrez, 2004; FAO, 1993).
Cuadro 8: Composición de los gases obtenidos por gasificación
Propiedades Gas Pobre % Gas de síntesis %
Composición
Monóxido de carbono 11-30 40-50
Dióxido de carbono 6-16 10-20
Hidrógeno 10-20 25-30
Metano 1-15 4-8
Nitrógeno 40-60 ------
Poder calorífico Kl/m3 4500-5600 8000-10 500
Fuente: Gutiérrez, 2004
Fuente: FAO, 1993
Figura 9: Composición del gas de madera en función del contenido de humedad de la madera (15% de
pérdida de calor) Vol. de nitrógeno (%).
25
En forma general Gutiérrez (2004) hace una clasificación del proceso de gasificación en
función de cuatro parámetros:
Tipo de reactor:
Lecho fluidizado burbujeante o circulante.
Lecho móvil en paralelo o contracorriente.
Presión de trabajo:
Atmosférica.
Presión.
Agente gasificante:
Aire.
Vapor de Agua.
Oxígeno.
Mezcla de vapor de agua con aire u oxígeno.
Sistema de limpieza del gas obtenido:
Filtración de alta temperatura.
Catalítica.
La Figura 10 presenta los productos de un proceso de gasificación y su posterior aplicación
para la obtención de cada tipo de energía.
26
Fuente: Instituto de Investigaciones de Aragón, 2006
Figura 10: Productos del proceso de gasificación.
3.2.2. Tipos de gas obtenidos a partir del proceso de gasificación.
3.2.2.1. Gas pobre o gas de gasógeno.
El gas de gasógeno se obtiene mediante gasificación de biomasa sólida con un contenido de
humedad inferior al 20%, haciendo pasar a gran velocidad una pequeña cantidad de aire a
través de una gran masa en combustión. El oxígeno del aire quema el carbono contenido en
la biomasa proporcionando CO y CO2; esté ultimo se reduce a su vez a CO en contacto con
la masa incandescente. Por su parte, el valor procedente de la humedad del combustible se
disocia produciendo hidrógeno y liberando oxígeno, el cual se combina con el carbono para
producir más óxidos de carbono. También se obtienen hidrocarburos (principalmente
metano) y al emplearse aire, el contenido en nitrógeno del gas formado es elevado
(Gutiérrez, 2004; FAO, 1993).
Su bajo poder calorífico aconseja utilizarlo directamente en unidades de combustión ya que
la presencia de nitrógeno impide su transformación en productos más nobles (gas de
síntesis, metanol) y se desaconseja su almacenamiento y transporte por su baja densidad
energética (Gutiérrez, 2004).
27
3.2.2.2. Gas de síntesis.
Cuando se opera el gasificador con oxígeno y vapor de agua, además de que el gas
producido no tiene nitrógeno, se producen cantidades apreciables de hidrógeno y monóxido
de carbono. El resultado es una mezcla de CO/H2 con un contenido más o menos elevado
de CO2 e hidrocarburos, que se denomina gas de síntesis, utilizando como materia prima en
la síntesis química de combustibles líquidos. Tiene un poder calorífico entre 8 000 y 10 500
Kj/m3. Este gas puede utilizarse para la síntesis de metanol y gasolinas (Gutiérrez, 2004;
FAO, 1993).
3.2.2.2.1. Obtención de Metanol.
El alcohol de madera, alcohol metílico o metanol, de fórmula CH3OH, es el más simple de
los alcoholes. Antes se preparaba por destilación destructiva de la madera, pero hoy en día
casi todo el metanol producido es de origen sintético, elaborado a partir de hidrógeno y
monóxido de carbono. El metanol se utiliza para desnaturalizar alcohol etílico, como
anticongelante, disolvente para gomas y lacas, así como en la síntesis de compuestos
orgánicos como el metanol (formaldehído). Al ser ingerido en forma líquida o inhalado en
vapor, el metanol puede resultar peligroso. Tiene un punto de fusión de -97.8°C y un punto
de ebullición de 64.7°C. Su densidad relativa es de 0.7915 a 20 °C ( Meier, 2007).
El método más antiguo de obtención de metanol es la destilación seca de la madera,
practicada hasta principios del siglo XX. Esta tecnología quedó obsoleta cuando se
desarrollaron procesos de oxidación de hidrocarburos que a su vez ha quedado desplazada
en la actualidad de la reacción a alta presión de los componentes del gas de síntesis en
presencia de catalizadores metálicos heterogéneos (Gutiérrez, 2004; FAO, 1993; Meier,
2007).
La obtención del metanol requiere en primer lugar acondicionar la composición del gas
obtenido en la gasificación a la estequiometría de la reacción de síntesis de metanol:
28
CO + 2 H2 CH3OH
Simultáneamente y en menor grado, se produce también la hidrogenación del dióxido de
carbono según la reacción.
CO2 + 3 H2 CH3OH + H2O
Desde la perspectiva energética, hay que destacar que ambas reacciones son exotérmicas y
por tanto las posibilidades del proceso pueden depender de la mayor o menor recuperación
del calor de reacción. Las reacciones se favorecen operando a presión (50-100 atm) y como
la velocidad de la reacción es baja y el incremento de temperatura perjudica al rendimiento,
se acude al uso de catalizadores (óxidos de cobre y zinc) a temperaturas relativamente bajas
(200 – 300 °C). El metanol obtenido en el proceso se condensa y se purifica por destilación.
(Gutiérrez, 2004).
Hay diferentes formas de realizar el proceso, aunque en lo esencial son todas análogas y
responden prácticamente al esquema descrito. Las diferencias entre los distintos métodos
radican en el catalizador y en el diseño del reactor (leño fijo o fluidizado) y de la forma en
llevar la recuperación del calor, aspecto que no sólo es importante porque afecta el balance
energético, sino también por que afecta el control de la temperatura del reactor, de la que
depende en buena parte el rendimiento del retroceso. Por citar algún ejemplo, cabe
mencionar que se puede llegar a obtener 500 litros de metanol de 1 tonelada de madera
seca. (Gutiérrez, 2004; Meier, 2007; Pfauman, 2007).
3.2.2.2.2. Obtención de gasolinas.
La obtención de gasolinas a partir de síntesis, es un proceso desarrollado en la década de
los años veinte, ante la necesidad de obtener combustibles líquidos utilizando carbón como
materia prima. El proceso consiste en la gasificación previa de la biomasa y posterior
reacción entre los componentes del gas de síntesis obtenido (FAO, 1993: Gutiérrez, 2004;
Meier 2007).
29
La reacción del monóxido de carbono con el hidrógeno para producir gasolinas es un
proceso que tiene lugar en presencia de catalizadores de hierro y cobalto. El proceso
conocido como “síntesis de Fischer-Tropsch” es el resultado de una serie de reacciones
simultáneas o sucesivas que transcurre con velocidades distintas, que se ven influidas por
las condiciones externas y por la composición del catalizador y que se pueden representar
de la forma siguiente (FAO, 1993; Gutiérrez, 2004 Meier; 2007).
:
nCO + 2nH2 CnH2n + nH2O
2n CO + nH2 CnH2n + n CO2
Se parte de gas de síntesis y se obtiene en general, mezclas muy puras de hidrocarburos de
la serie oléfnica y parafínica en proporciones variables (Gutiérrez, 2004).
El líquido obtenido mediante este proceso es muy parecido a un crudo petrolífero muy
parafínico, pero de composición menos compleja. La síntesis a baja presión (< 5 atm.)
proporciona cerca del 60% de gasolina, 30% de gasóleo y 10% de parafinas. La síntesis a
presión media produce estas mismas fracciones, pero en una proporción 35:35:30. El índice
de octano de la gasolina obtenida es demasiado bajo para su uso directo en motores de
explosión (Gutiérrez, 2004).
3.2.3. Tipo de gasificadotes.
Existen dos tipos de gasificadores a nivel general, los de lecho móvil (en contracorriente y
en corrientes paralelas) y los de lecho fluidizado (burbujeante y circulante). Uno respecto a
otro muestra sus ventajas y desventajas, lo que para su elección dependerá de diversos
factores (Gutiérrez, 2004; FAO, 1993).
FAO (1993) publica cuatro criterios base que se toman para su elección y son los
siguientes:
1. Combustible:
1.1. Contenido energético.
1.2. Contenido de humedad.
30
1.3. Materias volátiles.
1.4. Contenido de cenizas y composición química de éstas.
1.5. Reactividad.
1.7. Tamaño y distribución por tamaño.
1.8. Densidad aparente.
1.9. Propiedades de carbonización.
2. Capacidad de procesamiento.
3. Calidad deseada del gas a obtener.
4. Cantidad de energía a abastecer.
3.2.3.1. Gasificador de lecho móvil en contracorriente (Updraft).
El tipo de gasificador más antiguo y sencillo es el de tiro directo o gasificador ascendente o
de lecho móvil en contra corriente. La Figura11 muestra un esquema de un gasificador
Updraft (FAO, 1993).
La toma de aire se encuentra en el fondo y los gases salen por arriba. Cerca de la parrilla,
en el fondo, tienen lugar las reacciones de combustión, que van seguidas de reacciones de
reducción algo más arriba del gasificador. En la parte alta del gasificador tiene lugar el
calentamiento y pirólisis de la carga, como resultado de la transferencia de calor, por
convección forzada y radiación, de las zonas inferiores. Los alquitranes y productos
volátiles producidos durante este proceso son transportados por la corriente de gas. Se
remueven las cenizas del fondo del gasificador. El gasificador de lecho móvil en contra
corriente se trata del reactor más simple. Se utiliza generalmente con biomasa triturada
(astillas) o peletizada con dimensiones de 1 a 10 cm. Los principales inconvenientes
provienen de la posibilidad de que se produzcan "chimeneas" en el equipo, lo que puede
motivar la salida de oxígeno y situaciones explosivas peligrosas y la necesidad de instalar
parrillas de movimiento automático y también problemas relacionados con la eliminación
de líquidos condensados que contienen alquitranes, resultantes de las operaciones de
depuración del gas. Esto último tiene poca importancia si el gas se emplea para
31
aplicaciones directas del calor, en cuyo caso los alquitranes simplemente se queman
(Gutiérrez 2004; FAO, 1993:Bailey, 1979).
Fuente: FAO, 1993
Figura 11: Esquema de un Gasificador Updraft.
El gas producido sale del reactor junto con los productos procedentes de la pirólisis y el
vapor de agua que procede de la zona de secado. El mayor incoveniente es la calidad del
gas obtenido ya que tiene un elevado porcentaje de tras, lo que da como resultado un
desgaste mayor del motor utilizado para el generador. Una ventaja es que el gas sale a una
temperatura de 400 ºC por lo que puede utilizarse en calefacción (Gutiérrez 2004; Bailey,
1979).
3.2.3.2. Gasificador de lecho móvil en corrientes paralelas (Downdraft).
Para la problemática de la gran cantidad de alquitrán que arrastra el gas obtenido con el
gasificador tipo Updraft, se diseñó el gasificador de tiro invertido o corriente descendente o
en corrientes paralelas o Donwdraft (Figura 12), en los cuales el aire de primera
gasificación se introduce en la zona de oxidación del gasificador o por encima de ésta. El
32
gas pobre sale por el fondo del aparato de modo que el combustible y el gas se mueven en
la misma dirección. El material a gasificar forma un lecho de partículas que van
descendiendo lentamente conforme van siendo consumidas por el proceso y retiradas las
cenizas. El espacio libre entre partículas es ocupado por el gas generado en el proceso y el
agente gasificante aportado, los cuales circulan en sentido descendente hacia la salida de
gases situada en la parte inferior (Gutiérrez 2004; FAO, 1993: Bailey, 1979).
Básicamente existen dos configuraciones de este tipo de gasificador: los denominados
Open-core y aquellos que constan de una garganta (throat). En el open-core, tanto la
biomasa como el agente gasificante entran por la parte superior de gasificador, no
presentando éste variaciones de diámetro a lo largo de su cuerpo. En este tipo resulta difícil
delimitar las zonas de las distintas reacciones que tienen lugar. No obstante se pueden
distinguir dos zonas: la parte superior donde tiene lugar la pirólisis/combustión y otra de
gasificación del residuo en la parte superior. En los gasificadores downdraft con garganta se
puede distinguir claramente cuatro zonas en el recorrido descendente de la biomasa: zona
de secado, pirólisis, oxidación y reducción (Gutiérrez 2004; FAO, 1993: Bailey, 1979.
Fuente: FAO, 1993
Figura 12: Esquema del Gasificador Downdraft tipo troat,
33
A continuación se describen los procesos que va sufriendo la biomasa a través del
gasificador (Gutiérrez, 2004):
Secado: Calentamiento de la masa hasta 200 ªC con el calor que le llega por conducción de
la parte inferior y que produce el secado de la masa.
Pirólisis: Continua el descenso de la masa y a partir de los 250 ºC se inicia el proceso de
pirólisis generándose gas, alquitranes (tras) y un residuo carbonoso (char). Dado que la
pirólisis se produce lentamente y a temperaturas relativamente bajas, la fracción de biomasa
convertida en alquitrán es muy alta.
Oxidación: en seguida de la pirólisis se produce la inyección del gasificante (aire, oxígeno,
etc.) elevando la temperatura en esta zona hasta los 1,000 – 1,200 ºC. Estas elevadas
temperaturas permiten el fraccionamiento o “cracking” de los alquitranes presentes.
Reducción: Finalmente se alcanza la zona de reducción donde se produce la gasificación
del char por parte el CO2 y vapor de agua presentes en él gas, el cual rectifica su
composición conforme al equilibrio gaseoso del conjunto de reacciones que tiene lugar a
temperaturas alrededor de 700ªC. de esta zona salen: el gas obtenido, una corriente de
cenizas y restos de char sin gasificar.
La principal característica de los gasificadores tipo downdraft es que todos los productos
procedentes de la zona de pirolisis son forzados a pasar por la zona de oxidación. De esta
forma pasan hidrocarburos ligeros y gases de peso molecular bajo, como son el CO y CH4.
El gas obtenido sale del gasificador a 700 ºC y contiene alrededor de 1 g/m3 de tras. La
principal desventaja de este reactor frente al gasificador en contracorriente es la alta
temperatura del gas de salida, originando una eficiencia más baja (Gutiérrez, 2004; FAO,
1993).
34
Dependiendo de la temperatura de la zona incandescente y del tiempo de paso de los
vapores con alquitrán, se logra una descomposición más o menos completa de los
alquitranes (Gutiérrez, 2004; FAO, 1993).
La principal ventaja de los gasificadores de tipo invertido radica en la posibilidad de
producir un gas sin alquitrán apropiado para aplicarlo a motores (FAO, 1993: Bailey,
1979).
Sin embargo, en la práctica es muy raro lograr un gas libre de alquitranes, en todo el
funcionamiento del equipo: se considera normal un factor tres de relación entre los
alquitranes existentes y los remanentes al final de la operación; se considera excelente un
factor 5 a 6 (FAO, 1993).
Debido al menor contenido de componentes orgánicos en el líquido condensado, los
gasificadores de tiro invertido sufren menos objeciones ambientales que los gasificadores
de tiro directo. (FAO, 1993).
Un inconveniente importante de los equipos de tiro invertido es la imposibilidad de
funcionar con una serie de combustibles no elaborados. En particular, los materiales
blandos y de baja densidad ocasionan problemas de circulación y una caída excesiva de
presión y el combustible sólido hay que convertirlo en pellets o briquetas antes de
utilizarlo. Los gasificadores de tiro invertido sufren también los problemas relacionados
con los combustibles de alto contenido de cenizas (formación de escoria), en mayor
proporción que los gasificadores de tiro directo. (Gutiérrez 2004; FAO, 1993).
3.2.3.3. Gasificadores de tiro transversal.
Los gasificadores de tiro transversal (Figura 13), son una adaptación para el empleo de
carbón vegetal. La gasificación del carbón vegetal produce temperaturas muy elevadas
(1500 ºC y más) en la zona de oxidación que pueden producir problemas en los materiales.
35
En los gasificadores de tiro transversal, el propio combustible (carbón vegetal) sirve de
aislamiento contra estas altas temperaturas (FAO, 1993).
Fuente: FAO, 1993
Figura 13: Esquema de un Gasificador de Tiro Transversal.
Las ventajas del sistema están en poder funcionar en muy pequeña escala, pudiendo resultar
económicamente viables en ciertas condiciones, como en instalaciones inferiores a 10 Kw
(potencia en el eje). La razón está en la gran sencillez del conjunto de depuración del gas
(sólo un quemador de ciclón y un filtro caliente) que se puede emplear cuando se utiliza
este tipo de gasificador junto con motores pequeños (Quaak et. al., 1999, FAO, 1993).
Un inconveniente de los gasificadores de tiro transversal es su capacidad mínima de
transformación del alquitrán y la necesidad consiguiente de emplear carbón vegetal de alta
calidad (bajo contenido de productos volátiles) (Quaak et. al., 1999, FAO, 1993).
36
3.2.3.4. Gasificadores de lecho fluidizado.
El funcionamiento de los gasificadores de tiro directo y de tiro invertido se ve afectado por
las propiedades morfológicas, físicas y químicas del combustible. Los problemas que se
encuentran corrientemente son: la falta de tiro en el depósito, la formación de escoria y la
excesiva caída de presión en el gasificador. (FAO, 1993).
Fuente: FAO, 1993
Figura 14: Esquema de un gasificador de lecho fluidizado.
Pretendiendo eliminar las dificultades anteriores, se diseño el gasificador de lecho
fluidizado (Figura 14), cuyo funcionamiento básico es soplar aire a través de un lecho de
partículas sólidas a velocidad suficiente para mantenerlas en estado de suspensión. Se
comienza por calentar externamente el lecho y el material de alimentación se introduce tan
pronto como se alcanza una temperatura suficientemente elevada (FAO, 1993).
Las partículas del combustible se introducen por el fondo del reactor, se mezclan muy
rápidamente con el material del lecho y se calientan casi instantáneamente alcanzando la
temperatura del lecho. Como resultado de este tratamiento, el combustible se piroliza muy
37
rápidamente, dando como resultado una mezcla de componentes, con una cantidad
relativamente elevada de materiales gaseosos. En la fase de gas, se produce una nueva
gasificación y reacciones de transformación de los alquitranes. La mayoría de los sistemas
van equipados con un ciclón interno, a fin de reducir al mínimo el escape de alquitrán por
soplado. Las partículas de ceniza se transportan también por la parte superior del reactor,
debiendo extraerse de la corriente de gas si se emplea en aplicaciones para motores. Se
utiliza de lecho fluidizado un lecho de partículas de arena mantenido constantemente por el
agente gasificante. El gas de fluidización se distribuye a través de unas toberas situadas en
la parte inferior del reactor y la biomasa se puede alimentar en alguno o varios puntos del
lecho. El resultado es una temperatura promedio uniforme en el lecho entre 800 y 1000 °C.
El gas obtenido tiene la misma temperatura y contiene pequeñas cantidades de tar y grandes
cantidades de partículas y cenizas. Este tipo de lecho se aplica para gasificar biomasas de
dimensiones inferiores a 1 cm, la Figura 15 muestra el diagrama simplificado del proceso
de gasificación (FAO, 1993; Gutiérrez, 2004).
Aunque la operación de este tipo de gasificador (Figura 14) es más compleja que la de un
lecho fijo, las ventajas que tiene frente a este son (FAO, 1993; Gutiérrez, 2004).
Mayor flexibilidad con respecto al combustible ya que acepta un amplio
rango de tamaños de partículas de combustible con alto contenido de
cenizas.
Buen control de la temperatura en el lecho y la velocidad de reacción altas.
Alta conversión de carbono.
El tener flexibilidad con las características del combustible es especialmente importante
cuando se requiere operar sistemas a escala mayor de plantas piloto (> 10 Mw.) (Gutiérrez,
2004).
Los gasificadores de lecho fluidizado se pueden clasificar por la variable de operación
“velocidad de fluidización” en lecho fluidizado burbujeante (velocidad de fluidización de
38
1.2 m/s) y lecho fluidizado circulante (velocidad de fluidización mayor de 5 m/s) (Gutiérrez
2004; FAO, 1993).
Figura 15: Diagrama de proceso simplificado de la gasificación de biomasa
La elección del proceso de gasificación a utilizar en un caso concreto, es una tarea que
requiere el estudio de una amplia variedad de factores, entre otros; capacidad de
procesamiento, características de la biomasa a gasificar, utilización de gas, facilidad de
construcción y operación, etc. (Gutiérrez 2004; FAO, 1993; Bailey, 1979).
El proyecto FONDEF de la Universidad de Chile (2004), resume las características
principales de operación de los diferentes tipos de gasificadores (Cuadro 9), aspectos
importantes a considerar cuando se requiere diseñar un gasificador o elegir la compra de
alguno de éstos para su aplicación industria (Gutiérrez 2004; FAO, 1993; Bailey, 1979).
39
Cuadro 9: Características de operación de los diferentes tipos de gasificadores.
Reactor
Temperatura
ªC Alquitrán Partículas Escalado Capacidad
max (t/h)
Potencia
(Mw)
Reac Salida Min. Máx.
Downdraft
Updraft
Burbujeante
Circulante
1000
1000
850
1000
800
250
850
850
Muy bajo
Muy alto
Medio
Bajo
Moderado
Moderado
Alto
Muy alto
Limitado
Bueno
Bueno
Bueno
0.5
10
20
20
0.1
1
1
5
1
10
50
100
Fuente: FONDEF, 2004
Es importante tomar en cuenta la calidad de los gases que se obtendrán a partir de la
gasificación, ya que las impurezas que éste contenga determinara en gran medida el
funcionamiento del motor que mueva el generador eléctrico, los alquitranes son compuestos
que se deben vigilar intensamente, ya que de la cantidad presente de alquitranes en los
gases dependerá considerablemente el tiempo de vida útil de un motor de combustión.
El Cuadro 10 muestra los valores máximos permitidos de alquitranes y otros compuestos
para cada aplicación del gas obtenido (Gutiérrez, 2004).
Cuadro 10: Requisitos mínimos de calidad del gas en diferentes aplicaciones.
Aplicación Alquitranes
(mg/m3)
Partículas
(mg/m3)
Tamaño de
partículas (um)
Metales
álcalis
(mg/m3)
Motor < 100 < 50 <10 ----
Turbina de Gas ---- < 30 < 5 0.24
Síntesis de
metanol <0.1 0.01 --- ---
Fuente: FONDEF, 2004
El Cuadro 11 muestra un resumen comparativo de cada gasificador de biomasa.
40
Cuadro 11: Comparación de los diferentes sistemas de gasificación.
Lecho Móvil “Downdraft” Lecho Móvil “Updraft”
Construcción relativamente sencilla
Requiere baja humedad en el
combustible.
Se produce un gas relativamente limpio.
Gases de salida a alta temperatura
Posible fusión de cenizas y formación
de escorias en la parilla
Baja capacidad especifica
Alto tiempo de residencia de los dolidos
Elevada conversión de la biomasa
Potencial de escalado muy limitado con
tamaño máximo pequeño.
Construcción simple y robusta.
Alta eficiencia térmica.
Gas con alto contenido de alquitranes.
Baja temperatura del gas de salida.
Gas apto para combustión directa.
Facilidad de operación a bajo régimen.
Elevados tiempos de residencia del
sólido.
Elevada conversión de la biomasa.
Hace falta limpiar los gases para su
utilización en motores
Fácil escalado
Lecho fluidizado Burbujeante Lecho Fluidizado Circulante
Se permiten variaciones en la calidad de
los combustibles
Buen control de temperaturas y altas
velocidades de reacción del sólido.
Buen contacto y mezcla de gas sólido.
Buen contacto y mezcla de gas-sólido.
Moderado nivel de alquitranes en el gas
producido
Posible proceso catalítico en el lecho.
Posibilidad de operar a carga parcial.
Mayor cantidad de partículas en el gas
de salida que en el lecho móvil.
Fácil arranque y parada
Limitaciones al operar a bajas cargas
Alta capacidad especifica
Fácilmente escalable
Mayor dificultad simple y robusta.
Buen control de la temperatura y
elevadas velocidades de reacción del
sólido
Buen contacto y mezcla gas-sólido
Gas de salida con niveles moderados de
alquitranes.
Alta conversión.
Buen contacto gas-sólido.
Limitaciones a operar a bajas cargas.
Alta capacidad específica.
Facilidad para escalado.
Fuente: FONDEF, 2004
41
3.2.4. Elementos de una instalación de gasificación.
3.2.4.1. Sistemas de alimentación de biomasa.
Dado que la alimentación de estos gasificadores se realiza por la parte superior es necesario
un sistema de elevación de la biomasa hasta el punto de alimentación. Generalmente se
utiliza una cinta transportadora que debe permitir el flujo de un material con una
granulometría variable, permitir una alimentación continua y garantizar la estanqueidad
necesaria para evitar la pérdida de los gases de pirólisis. Para ello, uno de los sistemas
utilizados es una cámara de carga intermedia delimitada por válvulas de tajadera. En
algunos casos puede ser conveniente la incorporación de un sistema de acondicionamiento
de la biomasa previamente a la alimentación. Se trata en este caso de seguir la mayor
homogeneidad en el tamaño de las partículas, así como el grado de humedad óptimo para
facilitar la posterior gasificación en el reactor Los dos elementos necesarios para este
acondicionamiento pueden ser: un triturador para homogenizar tamaños, y zarandas para
eliminación de cuerpos extraños (Gutiérrez, 2004).
3.2.4.2. Cuerpo del gasificador.
Por lo general es de forma cilíndrica y debe poseer, entre otras, las siguientes características
(Gutiérrez, 2004):
1. Resistencia a altas temperaturas
2. Resistencia a la fricción
3. Aislamiento térmico del interior.
No es fácil conseguir un material que reúna estas características, los gasificadores
generalmente se construyen con diferentes capas de materiales. Una capa de acero que le da
resistencia estructural, otra capa de aislante térmico y una capa de cemento refractario que
aísla térmicamente y ofrece resistencia mecánica interna.
42
3.2.4.3. Sistema de retirada de cenizas.
Para eliminar las cenizas y evitar acumulaciones a la salida del gasificador, se utiliza
generalmente un tornillo sin fin (Gutiérrez, 2004; FAO, 1993).
3.2.4.4. Sistema de tratamiento del gas.
El gas producido en el gasificador arrastra componentes no deseables, fundamentalmente
partículas sólidas y alquitranes, además de encuentrarse a una temperatura excesiva para
sus aplicaciones posteriores. Por tanto hay que limpiarlo y enfriarlo. Suele ser aconsejable
la eliminación por separado de las partículas sólidas y del alquitrán a objeto de evitar la
formación de lodos y barros que ensuciarían los aparatos y tuberías produciendo atascos.
Ahora bien, esta eliminación por separado sólo puede realizarse a altas temperaturas. A
temperaturas a las que los alquitranes y aceites se condensan y su eliminación no puede
desligarse de las partículas sólidas y entonces se recogen conjuntamente. Cuando el
alquitrán se encuentra en cantidades apreciables se elimina mediante “scrubbers”, en los
que también se recogen partículas sólidas. Cuando la cantidad de alquitrán a eliminar es
pequeña, ésta quedará en los filtros o precipitadores colocados para la separación de las
partículas sólidas. Los separadores más usados son los ciclones, aunque para una mejor y
más rigurosa eliminación se deben emplear precipitaciones electrostáticas y diversos tipos
de filtros. Estos separadores deben operar por encima del punto de condensación de los
alquitranes y aceite para evitar su deposición. Dependiendo de los contaminantes presentes
la temperatura oscilará entre 150-500 °C. (Gutiérrez, 2004; FAO, 1993).
Los separadores comerciales que operan a mayor temperatura son los ciclones (900 ºC),
seguidos de los precipitadores electroestáticos (500 ºC) y filtros de lecho granulado (300
ºC). Los filtros de mangas están limitados a 290 ºC debido a los materiales de fabricación.
Los scrubbers están limitados por la presión de vapor líquido utilizado, que generalmente es
agua. Actualmente se están desarrollando filtros de metales porosos y cerámicas que sean
capaces de trabajar a altas temperaturas (Gutiérrez, 2004).
43
En algunas instalaciones se somete el gas a un proceso de filtrado mediante un ciclón y un
filtro en serie, además a un proceso de enfriamiento y secado, La Figura 15 muestra un
esquema del proceso de gasificación con todo el sistema de filtrado y enfriamiento del gas
obtenido.
Fuente: Scentia, 2006
Figura 16: Esquema de un sistema de gasificación con filtrado y lavado del “siter gas” que alimenta un
motor de combustión interna.
3.2.5. Residuos generados por una planta de gasificación.
La gasificación de madera, como todo proceso industrial genera residuos líquidos, sólidos y
gaseosos, El Cuadro 12 publicada en el Proyecto Fondef de la U. de Chile (2004) resume
la cantidad de residuos obtenidos, su estado y composición y etapa del proceso que lo
origina (Gutiérrez, 2004).
3.2.5.1. Residuos sólidos.
Cenizas del gasificador: Se producen de forma continua en una cuantía del orden del 5% de
la biomasa consumida. Su composición aproximada es del 40 % de carbono y el resto de
44
materia mineralizada. El tamaño de partículas es inferior a 5 mm. Se recogen en recipientes
intercambiables que se vacían y se vuelven a utilizar (FAO, 1993; Gutiérrez, 2004).
Partículas carbonosas (hollines) de tamaño medio. Se producen en la primera fase de
limpieza del gas (ciclón). La cantidad producida por término medio es del 1 % en peso de la
biomasa consumida. La composición es carbono en un 80 % y materia mineralizada. El
tamaño de partículas puede llegar a un máximo de 1mm. Los hollines se recogen en
recipientes intercambiables (FAO, 1993; Gutiérrez, 2004).
Partículas carbonosas (hollines) de tamaño fino. Se producen en la segunda fase seca de
limpieza del gas (filtro estático). La cantidad de ceniza producida es del 0.5 % en peso de la
biomasa consumida. Su composición es parecida a la anterior y el tamaño de partículas es
inferior a 0,1 mm (FAO, 1993; Gutiérrez, 2004).
3.2.5.2. Residuos líquidos.
Son los formados por las emulsiones de productos alquitranados que se reducen por
condensación en la fase húmeda de enfriamiento del gas. La cantidad producida es del 0.13
% en peso de la cantidad de biomasa consumida. La eliminación se produce mediante la
separación y concentración de emulsiones en recipientes intercambiables.
Cuadro 12: Residuos generados en el proceso de gasificación.
Proceso Residuo Estado Composición Causa
Cantidad
(Kg./Kg.
Biomasa)
Gasificación Cenizas Sólido 40% Carbono
materia mineral
Consumo
biomasa 0.05
Limpieza gas Partículas sólidas Sólido 80% carbono Arrastre gas 0.01
Limpieza gas Partículas sólidas Sólido 80% carbono Arrastre gas 0.005
Limpieza gas Alquitranes Líquido Hidrocarburos Condensación
enfriar gas 0.013
Fuente: FONDEF, 2004.
45
3.2.6. Riesgos sanitarios y ambientales derivados del empleo del gas pobre
De acuerdo con Kjerllström (1981) citado por FAO (1993) en un análisis de los diferentes
tipos de peligros y efectos ambientales de la utilización del gas pobre, ha sido publicado por
sus principales clases son los riesgos tóxicos, los de incendio y de explosión,
3.2.6.1. Riesgos tóxicos.
Un componente combustible mayoritario del gas pobre es el monóxido de carbono, gas
extremadamente tóxico y peligroso debido a su tendencia a combinarse con la hemoglobina
de la sangre, al combinarse evita la absorción y distribución del oxígeno. En el Cuadro. 13
se presenta un resumen de los efectos ocasionados por diferentes concentraciones de
monóxido de carbono en el aire.
Las instalaciones normales de gas pobre trabajan por succión, de modo que aunque se
produzca una pequeña fuga en la instalación, no se escapan del equipo gases peligrosos
durante su funcionamiento. El peligro mayor se presenta como reporta Kejerllström (1981)
citador por FAO (1993) durante la puesta en marcha y en el cierre de la instalación.
46
Cuadro 13: Efectos tóxicos de diferentes concentraciones de monóxido de carbono en
el aire.
Fuente: FAO, 1993
En la puesta en marcha generalmente se da salida al gas, siendo necesario garantizar que los
gases producidos no se retienen en una habitación cerrada, como norma de diseño se
recomienda una chimenea apropiada, para proporcionar suficiente seguridad. (Venselaar,
1982, citado por FAO, 1993).
En el cierre de la instalación se produce un aumento de presión en el gasificador,
ocasionado por el combustible todavía caliente y en fase de pirólisis. Como resultado, se
liberan de la instalación gases que contienen monóxido de carbono, durante un período
relativamente corto. Debido al peligro de estos gases, generalmente se recomienda que la
instalación del gasificador se sitúe al aire libre, si es necesario protegida con un techo
(FAO, 1993; Gutiérrez, 2004).
Ha habido algunas discusiones de la experiencia sueca, sobre la posibilidad de que se
produzca un envenenamiento crónico como consecuencia de la inhalación prolongada de
Porcentaje de CO en
el aire ppm Efectos
0,005 50 Sin efectos importantes
0,02 200 Posiblemente dolor de cabeza, en la frente y ligero durante 2 ó 3 horas
0,04 400 Dolor en la frente y náuseas, después de 1 a 2 horas; en la parte posterior de la
cabeza, después de 2,5 a 3,5 horas
0,08 800 Dolor de cabeza, mareos y náuseas en 45 minutos; colapso y posiblemente
inconsciencia, en 2 horas
0,16 1 600 Dolor de cabeza, mareos y náuseas en 20 minutos; colapso e inconsciencia y posible
fallecimiento, en 2 horas
0,32 3 200 Dolor de cabeza y mareos en 5 a 10 minutos; inconsciencia y peligro de muerte, en
30 minutos
0,64 6 400 Dolor de cabeza y mareos, en 1 a 2 minutos, inconsciencia y peligro de muerte, en 10
a 15 minutos
1,28 12800 Efecto inmediato; inconsciencia y peligro de muerte en 1 a 3 minutos
47
cantidades relativamente pequeñas de monóxido de carbono, que no producen efectos
agudos. Por lo que se reporta, al parecer este tema ya ha sido resuelto: no se pueden
producir síntomas crónicos por envenenamiento de monóxido de carbono (FAO, 1993).
No obstante, esto no significa que los síntomas mencionados en la bibliografía y reportados
por FAO (1993) como cansancio, irritabilidad y susceptibilidad, dificultad de sueño no
fueran resultado de una exposición prolongada al gas pobre. la posibilidad de que algunos
otros componentes del gas sean responsables de tales síntomas., se considera importante
ubicar las instalaciones fijas al aire libre y también de evitar un contacto directo con los
gases durante las fases de arranque y cierre (Gutiérrez, 2004; Bailey, 1979).
3.2.6.2. Riesgos de incendio.
Los riesgos de incendio pueden provenir de las siguientes causas (FAO, 1993):
Elevada temperatura exterior del equipo.
Riesgos de chispas al recargar el combustible.
Llamas en la entrada de aire del gasificador o en la tapa de recarga.
Los riesgos se pueden reducir considerablemente adoptando las siguientes precauciones
(FAO, 1993):
Aislamiento de las partes más calientes del sistema;
Instalación de un dispositivo de llenado de doble compuerta;
Instalación de una válvula de retorno de la llama en la entrada del
gasificador.
48
3.2.6.3. Riesgos de explosión
Se pueden producir explosiones si el gas está mezclado con suficiente aire para formar una
mezcla explosiva. Las causas principales pueden ser (FAO, 1993):
Filtración de aire en el sistema de gas
Penetración de aire al repostar combustible
Filtración de aire en un gasificador frío que contiene todavía gas que, en
consecuencia se quema.
La filtración de aire en el sistema de gas no da lugar generalmente a explosiones. Si se
produce una filtración de aire en la parte inferior del gasificador se produce una combustión
parcial del gas, lo que eleva las temperaturas de salida del gas, disminuyendo su calidad
(Gutiérrez, 2004; FAO, 1993).
Se pueden evitar los riesgos para el operario si se queman los gases en la sección del
depósito introduciendo un trozo de papel encendido o algo similar, inmediatamente después
de abrir la compuerta del combustible. Otra posibilidad es instalar un sistema de relleno de
doble compuerta (FAO, 1993).
La filtración de aire en un gasificador frío y el encendido inmediato producirá una
explosión. Los sistemas cuando están fríos deben ventilarse siempre cuidadosamente, antes
de encender el combustible (Gutiérrez, 2004; FAO, 1993).
Durante el arranque de una instalación, los gases como norma no se pasan por toda la
sección de filtrado, a fin de evitar la obturación de los filtros por los alquitranes producidos
durante el arranque. El filtro puede contener todavía aire y al producirse un gas inflamable
y conducirlo a través de la sección de filtrado -a veces muy voluminosa- se puede producir
una mezcla explosiva. Si en este momento se prende el gas en la salida del ventilador puede
producirse un retroceso de la llama, dando lugar a una violenta explosión en la sección de
filtrado. Por esta razón es aconsejable equipar la salida del ventilador con un cierre
hidráulico (Venselaar, 1982).
49
3.2.6.4. Riesgos ambientales.
Durante la gasificación de la madera o de los residuos agrícolas, se producen cenizas (en el
gasificador y en la sección de depuración) y líquido condensado (principalmente agua).
Este último puede estar contaminado por resinas fenólicas y alquitrán (FAO, 1993).
Las cenizas no constituyen un riesgo ambiental y pueden eliminarse de forma normal. Para
el líquido condensado que contiene alquitrán la situación es diferente y su eliminación en
gran número de gasificadores puede tener efectos ambientales perturbadores. No se dispone
de datos definitivos sobre biodegradación de los componentes fenólicos y los alquitranes de
los líquidos condensados, siendo necesario estudiar cuidadosamente su eliminación (FAO,
1993; Gutiérrez 2004).
Las propiedades de las emisiones de escape de los motores que funcionan con gas pobre se
consideran generalmente aceptables, comparables a las de los motores diesel (FAO, 1993)
3.3. Costos de los gasificadores de biomasa en el mundo.
El Cuadro 14 presenta los costos de inversión básicos establecidos durante un monitoreo,
realizado por el Banco Mundial. Existe un gran diferencia en costo entre los gasificadores
de manufactura local y los gasificadores importados (Quaak et. al, 1999).
Los datos toman en cuenta los siguientes costos de inversión:
Costo del gasificador, sistema manual de abastecimiento de combustible,
sistema de limpieza del gas, sistemas auxiliares y equipos de control.
Costo de un motor diesel marca Otto, incluyendo todos los sistemas
auxiliares y equipo de control.
Costo del generador, bobas de agua o compresor.
Costo de flete, seguro, instalación y obra civil.
50
Cuadro 14: Costos de gasificadores de biomasa a pequeña escala y factibilidad.
Sitio Inversión Total
US$ (1990)
Inversión especifica Costos de
operación
US$/kWh
Factibilidad US$/kWel
a US$/kWe
b
Plantas de gasificación importadas
Sebubuk 60 000 2 000 2 300 0.07 Ninguna
Onesua 100 000 3 600 4 200 0.09 Ninguna
Mahé 30 000 850 850 0.25 Marginal
Dogofiri 415 000 2600 2 600 0.23 Margina
Tora (15 000)c (425)
c (650)
c 0.12 Ninguna
¨Plantas de gasificación locales
Balong 23 000 1 150 1 550 0.08 Marginal
Majalengka 10 000 650 650 0.06 Marginal
Lembang 6 500 650 500 0.06 Marginal
Bago 12 000 425 1400 0.04 Ninguna
Bolo 12 000 300 750 0.03 Ninguna
Itamariba 8 000 200 400 0.11 Ninguna
Gasificadores para la generación de calor
Rajamadala 40 000 66d
65d 41.6
e Marginal
Espara
Feliz 30 000 25
d 30
d 3,27
e Rentable
Santa Luzia 310 000 75d 90
d Ninguna
Fuente: Quakk et. al., 1999
Nota: kWh =kilowat hora, kWel= kilowatt eléctrico.
a Inversión especifica basada en la máxima potencia de salida proporcionada por el fabricante.
b Inversión especifica basada en la máxima potencia de salida medida por BGMP.
c Gasificador no propiamente trabajando.
d kW termal.
e En US$ por tonelada de biomasa.
El cuadro indica que planta de gasificación importada se debe vigilar por ser más cara que
los sistemas construidos en sus países donde serán utilizados. Sin embargo; en ambas
categorías los sistemas más caros (Onesua y Balong respectivamente) muestran mejoras
51
técnicas. a excepción del gasificador de carbón construido de ferrocemento (Lembang), el
cual muestra un buen funcionamiento (Quaak et. al, 1999)..
Los costos de operación (Cuadro 15) incluyen: costos del personal, costo del combustible,
costos de servicio y mantenimiento. La información presentada es muy específica del sitio
monitoreado, sin embargo ilustra de una gran forma los costos de operación que se pueden
obtener con una gasificador de biomasa en funcionamiento (Quaak et. al, 1999).
Un solo modelo de costos fue desarrollado por una investigación general de la economía de
los gasificadores por el Banco Mundial, el cual está basado en las observaciones de Quaak
et. al. (1999).
De esta forma, se presentan los costos estimados de inversión (Cuadros 14 y 15) para
diferentes gasificadores con la potencia como variable de salida, y se muestra la inversión
realizada en gasificadores importados (Cuadro 16), el cual se obtuvo sumando los costos
estimados de las partes que integran la planta de gasificación completa. Los costos de
transporte, instalación y capacitación fueron tomados en cuenta como parte de la inversión,
por lo tanto todo esto fue incorporado dentro de los costos de capital (Quakk et. al.,1999).
El cuadro. 16 repite el mismo ejercicio para gasificadores locales menos caros. En ambos
sus indicadores son una guía efectiva de la inversión requerida para establecer una planta
equivalente a una planta diesel. Por ejemplo, el costo de instalación de un gasificador
importado de 30 kW con un motor Otto es estimado en US$ 61 800 (US$ 2060/kw)
mientras que un gasificador construido localmente es estimado en US$ 31 800 (US$
1046/kW) y el costo estimado de una planta equivalente con motor diesel es estimando en
US$ 18 750 (US$ 619/kW) (Quaak et. al, 1999).
52
Cuadro 15: Costos y parámetros de muestra para un gasificador de pequeña escala (Sistemas de alto costo).
Fuente: Quakk et. al., 1999
Tipo de sistema
Estimación del capital invertido.
Costo especifico del equipo (US$/kWel) Otras inversiones Otros costos y parámetros de funcionamiento
Capacidad
Instalada
kWel
Reactor Motor
Generador
y control
eléctrico
Total
Comisión
por
capacitación
(US$)
Transporte,
instalación
y otros
(US$/kWel)
Capital
total de
inversión
(US$/kWel)
Vida
Económica
(años)
Eficiencia
del
sistema
(%)
Número de
operadores
Costo de
mantenimiento
y servicios (%
por 1000
horas) Diesel 10 No disponible 325 402 727 1 000 182 1 009 10 23 1 4
Completamente Gas
Carbón/Ferrocemento 10 57 466 402 925 2 000 231 1 356 7 12 2 4
Carbón/Acero 10 1 001 466 402 1 868 2 000 467 2 535 7 12 2 4
Madera/Acero 10 1 201 466 402 2 069 2 000 517 2 786 7 12 2 4
Ambos combustibles
Carbón/Ferrocemento 10 40 387 402 828 2 000 207 1 235 7 15 2 4
Carbón/Acero 10 731 387 402 1 520 2 000 380 2 100 7 15 2 4
Madera/acero 10 877 387 402 1 666 2 000 416 2 282 7 15 2 4
Diesel 30 No disponible 210 259 469 1 000 117 619 10 25 1 4
Completamente Gas
Madera/Acero 30 1 035 300 259 1594 2 000 399 2 060 7 16 2 4
Cascara de arroz/Acero 30 1 553 300 259 2 112 2 000 528 2 707 7 9 3 4
Ambos combustibles
Madera/Acero 30 756 249 259 1 265 2 000 316 1 647 77 18 2 4
Cascara de arroz/Acero 30 1 134 249 259 1 643 2 000 411 2 120 10 3 4
Diesel 100 No disponible 130 160 290 1 000 72 372 10 28 1 4
Completamente Gas
Madera/Acero 100 880 185 160 1 225 2 000 306 1 552 7 17 3 4
Cascara de arroz/Acero 100 1 320 185 160 1 665 2 000 416 2 102 7 10 4 4
Ambos combustibles
Madera/acero 100 643 154 160 957 2 000 239 1 216 7 19 3 4
Cascara de arroz/Acero 100 964 154 160 1 278 2 000 320 1 618 7 11 4 4
53
Cuadro 16: Costos y parámetros de muestra para un gasificador de pequeña escala (Sistemas de bajo costo)
Fuente: Quakk et. al., 1999
Tipo de sistema
Estimación del capital invertido.
Costo especifico del equipo (US$/kWel) Otras inversiones Otros costos y parámetros de funcionamiento
Capacidad
Instalada
kWel
Reactor Motor
Generador
y control
eléctrico
Total
Comisión
por
capacitación
(US$)
Transporte,
instalación
y otros
(US$/kWel)
Capital
total de
inversión
(US$/kWel)
Vida
Económica
(años)
Eficiencia
del
sistema
(%)
Número de
operadores
Costo de
mantenimiento
y servicios (%
por 1000
horas) Diesel 10 No disponible 325 402 727 1 000 182 1 009 10 23 1 4
Completamente Gas
Carbón/Ferrocemento 10 57 466 402 925 2 000 231 1 356 7 12 2 4
Carbón/Acero 10 217 466 402 1 085 2 000 271 1 556 7 12 2 4
Madera/Acero 10 261 466 402 1 128 2 000 282 1 610 7 12 2 4
Ambos combustibles
Carbón/Ferrocemento 10 40 387 402 828 2 000 207 1 235 7 15 2 4
Carbón/Acero 10 159 387 402 947 2 000 237 1 384 7 15 2 4
Madera/Acero 10 190 387 402 979 2 000 245 1 424 7 15 2 4
Diesel 30 No disponible 210 259 469 1 000 117 619 10 25 1 4
Completamente Gas
Madera/acero 30 225 300 259 784 2 000 196 1 046 7 16 2 4
Cascara de arroz/Acero 30 225 300 259 784 2 000 196 1 046 7 9 3 4
Ambos combustibles
Madera/acero 30 164 249 259 672 2 000 168 907 77 18 2 4
Cascara de arroz/Acero 30 164 249 259 672 2 000 168 907 10 3 4
Diesel 100 No disponible 130 160 290 1 000 72 372 10 28 1 4
Completamente Gas
Madera/acero 100 159 185 160 505 2 000 126 651 7 17 3 4
Cascara de arroz/Acero 100 159 185 160 505 2 000 126 651 7 10 4 4
Ambos combustibles 2 2
Madera/acero 154 160 453 2 000 113 587 7 19 3 4
Cascara de arroz/Acero 154 160 453 2 000 113 587 7 11 4 4
54
3.4. Aspectos financieros de un proyecto de inversión.
El proyecto de inversión se puede describir como un plan que, si se le asigna determinado
monto de capital y se le proporciona insumos de varios tipos, podrá producir un bien o
servicio útil al ser humano o a la sociedad en general. (Baca, 2001, citado por Sánchez,
2004).
Los proyectos tiene su origen en la satisfacción de necesidades individuales o colectivas, en
el primer caso, la de quienes desean tener un negocio propio y en el segundo caso pueden
ser resultados de: crecimiento de la demanda interna, nuevos productos, innovaciones
tecnológicas en procesos productivos y/o sustitución de importaciones (Sánchez, 2004).
Cada proyecto tiene un ciclo de vida, Sánchez (2004) reporta tres diferentes clasificaciones
existentes que identifican las diferentes etapas (Cuadro17) por las que pasa un proyecto
que pretender ser puesto en marcha.
Cuadro 17: Ciclo de vida de un proyecto.
Autor Etapas Subetapas
CEPEP, 1999
Generación o pre-inversión
Idea del proyecto
Estudio del proyecto a nivel perfil
Estudio del proyecto a nivel pre-
factibilidad
Estudio a nivel factibilidad
Ejecución de la inversión Ejecución o construcción
Operación
Abandono
GITTINGER, 1989
Identificación
Preparación y análisis Estudios de viabilidad más detallados
Evaluación
Ejecución Inversión
Proceso de desarrollo
Pleno desarrollo
HERNANDEZ, 2001 Estudios pre-eliminares
Anteproyecto o estudio de factibilidad
Estudio de factibilidad
Montaje y ejecución
Funcionamiento normal
Fuente: Sánchez, 2004
55
Al final de cada etapa debe tomarse la decisión de aprobar o rechazar el proyecto (Cuadro
19), lo que se pretende es asegurar que sólo las buenas ideas lleguen a la etapa de ejecución
(Sánchez, 2004).
Cuadro 18: Niveles de estudio de los proyectos.
Autor Etapas Aspectos considerados
Hernández,
2001
1. Estudio general de gran
visión
1.1 Identificar el objetivo del proyecto
1.2 Conocimiento del proyecto intercambiando ideas con
inversionistas.
1.3 Conocer el medio ambiente físico y social del proyecto
para detectar posibles obstáculos
1.4 Detallar fortalezas y debilidades del proyecto y posibles
obstáculos
2. Proyecto preliminar
(estudio previo de
factibilidad)
Obtener información sin hacer investigaciones de campo
para conocer el ambiente y el ámbito de aplicación del
proyecto.
2.1 Antecedentes del proyecto
2.2 Aspectos de mercado
2.3 Aspectos técnicos
2.4 Aspectos financieros
2.5 Evaluación del proyecto.
3. Proyecto definitivo
(estudio de factibilidad)
Se elabora el documento del proyecto. Se establece los
elementos cuantificables y toma de decisiones
3.1 Estudio de mercado
3.2 Estudio de disponibilidad de insumos
3.3 Localización y tamaño
3.4 Ingeniería del proyecto
3.5 Inversión y financiamiento
3.6 Proyecciones financieras
3.7 Evaluación financiera
3.8 Evaluación económica-social
3.9 Organización del proyecto.
Fuente: Sánchez, 2004
56
3.4.1. Aspectos relacionados con la evaluación financiera.
3.4.1.1. Definición de la situación sin el proyecto (CEPEP, 1999).
Se deben evaluar los costos y beneficios resultantes de tener o no el proyecto, es decir se
debe definir qué sucedería en la situación actual si no se realiza y que posibles
optimizaciones existen para resolver el problema planteado.
Esta situación es la base respecto a la cual se compara la situación con el proyecto para
identificar los beneficios y costos del mismo. Para realizar lo anterior, se requiere analizar
la situación actual por la que nació la idea de realizar el proyecto. Para ello es conveniente
tener un análisis de mercado; demanda; y oferta del bien o servicio cuyo suministro se
incrementará con el proyecto
3.4.1.2. Definición de la situación con proyecto (CEPEP, 1999).
Lo que se debe hacer es una descripción de las características del proyecto, lo que se
requiere construir o realizar, se debe hacer una descripción operativa del proyecto, de
manera general debe atenderse lo que va a sucede cuando se ejecute el proyecto y como van
a tomar las decisiones los agentes económicos.
Los aspectos más importantes a cubrir en este análisis son lo siguientes:
1. Descripción física.
a. Se debe tener de una buena imagen o detallar de la mejor manera la
infraestructura requerida.
57
2. Descripción operativa.
a. Describir las características operativas del proyecto, incluyendo la
operación, propósito, es decir que sucederá cuando se ejecute el proyecto.
3. Identificación de los costos y beneficios.
a. Surgen al comparar la situación con proyecto o sin proyecto. Los
costos representarán los recursos que en la situación sin proyecto no se
hubieran usado o utilizado en otras alternativas, pero que se deben gastar en
la situación con proyecto. Los beneficios serán los bienes o servicios que no
se hubieran consumido en la situación sin proyecto, pero que sí se consumen
en la situación sin proyecto. La correcta identificación de los costos y
beneficios es importante; generalmente se tiende a no incluir costos
pertinentes y a incorporar beneficios no atribuibles al proyecto.
4. Cuantificación de los costos y beneficios.
a. Se deben establecer unidades de medición en las que se convierten
los costos y beneficios identificados. La cuantificación de costos y
beneficios resulta de estimar los flujos de los costos y de los beneficios de la
situación con el proyecto en el horizonte de evaluación y restar los de la
situación sin el proyecto.
5. Valoración de los costos y beneficios.
a. Es la transformación de la unidades de medición a pesos y centavos ,
lo que permite hacer comparaciones entre beneficios y costos del proyecto.
Por momentos no será posible valorar todos los costos y beneficios debido a
58
que hay cosas de difícil cuantificación monetaria, por lo que es necesario
mencionar los que precisamente no se pudieron cuantificar o valorar.
6. Criterios de decisión.
a. Identificados, cuantificados y valorados los costos y beneficios del
proyecto en el horizonte de evaluación , se calculan indicadores de
rentabilidad: Valor Actual Neto (VAN) y Tasa de Rendimiento, indicadores
que resumen la información contenida en los flujos del proyecto y permiten
al evaluador dar una opinión técnica objetiva sobre la conveniencia de
ejecutar o no el proyecto.
7. Asignar prioridades.
a. Es necesario construir un cuadro con los resultados de rentabilidad de
los proyectos evaluados, partiendo de los de mayor rentabilidad hasta llegar
a los que significan pérdidas, para que cuando los recursos económicos estén
disponibles para realizar inversiones, la decisión de cuáles ejecutar primero
sea más sencilla.
3.4.1.3. Construcción y análisis de flujos del proyecto (CEPEP, 1999).
Para evaluar un proyecto hay que comparar sus costos con sus beneficios, mismos que se
generán en diversos periodos de tiempo. Para ello se debe organizar toda la información
relevante en un esquema temporal que permita analizar los diferentes conceptos de costos y
beneficios. A partir de este esquema, al que se le denomina “flujo del proyecto” es posible
obtener el beneficio neto de cada año y posteriormente, cada cifra se podrá convertir a un
valor presente aplicándole una tasa de descuento determinada, para sumarlos y obtener el
valor actual neto (VAN) del proyecto (CEPEP, 1999)
La mayoría de los flujos de un proyecto no incluyen reposiciones, sin embargo, para los
proyectos que requieren de reposición de equipo o fuertes gastos en mantenimiento cada
59
cierto periodo de años, el flujo tendrá que considerarlos. Otros proyectos pueden requerir
de un gasto de cierre (CEPEP, 1999).
Para la preparación de los flujos de efectivo del proyecto, como primer punto se
recomienda la formulación de un plan de inversión. Esté debe contener una lista de los
gastos que se realizarán hasta el momento en que comience la operación normal del
proyecto y cada uno de ellos debe identificarse de acuerdo al año en que se espera que
ocurra. (CEPEP, 1999).
Un plan de inversión debe contener también, un bosquejo sobre cómo serán financiados
estos gastos. El financiamiento puede consistir en emisiones de acciones, prestamos
internos (de corte y largo plazo), préstamos externos y ayuda del exterior. Dependiendo del
punto de vista a partir del cual se lleve a cabo el análisis, se contabilizará a uno u otros
como una entrada de efectivo para el proyecto (CEPEP, 1999).
Para el análisis del plan de inversión se llevan a cabo dos actividades principales (CEPEP,
1999).
a) Estudio de la alternativa técnica planteada, sus costos y programas de
desembolsos, asegurándose de que dicha alternativa es la de mínimo costo y de que
se ha tomado en cuenta la totalidad de la inversiones requeridas, destacando las que
se conocen como obras complementarias.
b) Verificación de que la totalidad de los rubros de inversión han sido
costeados a una determinada fecha en forma correcta.
Por lo general se cuantifica correctamente la inversión física (obra civil, maquinaria y
equipo), sin embargo, frecuentemente no se toma en cuenta los siguientes conceptos
(CEPEP, 1999).
a) Costo de estudios y proyectos; representan alrededor de la inversión física.
60
b) Los gastos pre-operativos; corresponden a contratación y entrenamiento del
personal encargado de la operación de las obras. Puede incluir pruebas de arranque.
c) El capital de trabajo inicial. Para efecto de inversiones iníciales se considera:
activo circulante: caja mínima para operar, inventarios de materia prima, inventario
de refacciones, pasivo circulante: cuenta por pagar.
Para construir el flujo general del proyecto (CEPEP) se deben incluir lo beneficios totales,
costos totales y beneficios netos. Otro aspecto determinante para los beneficios y costos es
la correcta determinación de los volúmenes de producción considerados en el proyecto.
Cuando se evalúa la rentabilidad de un proyecto, probablemente sólo es necesario contar
con proyecciones anuales aunque es conveniente, por separado, hacer estimaciones
mensuales detalladas del periodo de inversión y los primeros años de operación. La
construcción del flujo de efectivo requiere además estimar los siguientes rubros (CEPEP,
1999).
a) Estimaciones de inversión de activo fijo.
b) Estimaciones en inversión en capital de trabajo.
c) Estimación de los costos de producción.
La información en relación al flujo de fondos esperado de un proyecto, se debe presentar
calculada sobre una base incremental de tal manera que se analicen solo las diferencias
entre los flujos de efectivo de la empresa con y sin el proyecto, es decir solo el flujo de
efectivo incremental es el que cuenta. (Osuna, 1993).
Muchos proyectos de inversión son adiciones a empresas ya existentes que están llevando a
cabo normalmente otras actividades productivas y por tanto, los beneficios y los costos que
son relevantes al nuevo proyecto son aquellos que se definen como incrementales, a lo que
hubiera ocurrido si el nuevo proyecto no se hubiera implementado.
61
Otros conceptos relacionados con la construcción de los flujos de fondo según Gittinger
(1989) son:
a) Duración del proyecto
Se refiere a elegir un periodo que sea más o menos comparable al de la vida económica del
proyecto. Si el proyecto precisa de una inversión de capital bastante considerable en un tipo
de activo, un punto conveniente de partida para establecer el periodo de análisis es la vida
técnica de la principal partida de inversión.
En algunos proyectos, la vida técnica de esa partida de inversión puede ser bastante
prolongada, pero se prevé que su vida económica va a ser mucho más breve debido a la
obsolescencia tecnológica.
b) Costos de reposición
Muchos proyectos agrícolas incluyen inversiones cuyas vidas útiles son diferentes. Cuando
se preparé el análisis, debe de tenerse en cuenta el costo de reposición de maquinaria o
equipo que lo requiera.
c) Valor residual.
Al terminar un proyecto cabe esperar que exista un valor residual (terminal), es decir que el
bien del capital o se haya consumido por completo en el transcurso del periodo del proyecto
y exista un “activo residual”. El modo de solventar este problema consiste en considerar un
valor residual de toda partida de capital como un beneficio obtenido del proyecto durante el
último año de periodo a que se refiere el análisis.
En conjunto, los valores residuales no cambiarán el VAN, la TIR ni la R I/BN en medida
significativa, a menos que el periodo de análisis sea corto o de que el valor de las partidas
de capital sea bastante grande en relación con el valor de la corriente de beneficios. Un
62
resultado práctico es que los proyectos son bastante insensibles a los errores cuando se trata
de estimar valores residuales.
Un error común en la construcción y análisis de los flujos del proyecto es la determinación
incorrecta de las variables financieras, sobre todo cuando se espera que haya inflación a lo
largo de la vida del proyecto. La inflación afecta el resultado debido a que cambia los
requerimientos y términos del financiamiento, necesidades de capital de trabajo, impuestos
y tipo de cambio. Además es un elemento de incertidumbre que puede afectar el resultado
del proyecto, cuya evaluación puede llevar a tomar decisiones equivocadas si no se
considera sus impactos. El impacto de la inflación en el flujo del proyecto altera
directamente el análisis financiero (CEPEP, 1999). Los efectos de la inflación en las
condiciones financieras del proyecto son:
a) Impactos directos de cambio en financiamiento de la inversión, balances de
efectivo, cuentas por cobrar, cuentas por pagar y tasas de interés nominales.
b) Impactos de impuestos incluyendo gastos en intereses, depreciación e
inventarios.
c) Impacto en el mercado donde se determina el tipo de cambio. La inflación
altera el tiempo y el monto de las ganancias o pérdidas financieras de las distintas
partes involucradas en un proyecto, incluyendo el dueño, acreedores y gobierno.
3.4.1.4. Criterios de rentabilidad.
Existen diversos criterios no cuantitativos y no económicos para tomar decisiones
relacionadas con proyectos, no debe olvidarse que estos criterios sólo son instrumentos para
tomar una decisión.
La utilidad de las técnicas analíticas (indicadores o criterios de rentabilidad) radica en que
perfeccionan el proceso de formulación de decisiones (y da alguna idea del costo de las
63
decisiones no económicas), no en que incluyen la aplicación del juicio propio (Gittinger,
1989).
3.4.1.4.1. Valor Actual Neto (VAN) o Valor Presente Neto (VPN).
Para cualquier proyecto, de acuerdo a una corriente esperada de beneficios netos
(Beneficios totales-Costos totales; Ingresos netos-Egresos netos), su Valor Presente Neto
(VPN) de acuerdo a Osuna (1993) se cálcula de la siguiente forma:
Donde:
B = Beneficios o ingresos generados por el proyecto.
C = Costos generados por el proyecto.
t = Tiempo, toma valores que van desde t = 0 hasta t = n.
n = Duración de la vida económica del proyecto en número de períodos.
i = Factor de Valor Presente Pago Único.
(1+i)t
i = Tasa de descuento que representa la Tasa Mínima Requerida de Rendimiento.
La regla de decisión en esta técnica establece que si el VPN es igual o mayor que cero, el
proyecto o propuesta de inversión se considera aceptable. Lo anterior equivale a decir que
si a una tasa de descuento dada, el valor presente de los ingresos excede al valor presente de
los egresos, entonces la inversión en el proyecto es rentable.
El método del valor presente consiste en determinar la equivalencia en el tiempo cero de los
flujos de efectivo futuros que genera un proyecto y comparar esta equivalencia con el
desembolso inicial. Cuando dicha equivalencia es mayor que el desembolso inicial,
VPN (i) = ∑ (Bt – Ct) 1
(1+i)t
64
entonces, es recomendable que el proyecto sea aceptado. La fórmula utilizada es (Coss,
2002, citado por Sánchez, 2004):
Donde:
S0 = Inversión inicial.
St = Fujo de efectivo neto del período t.
n = Número de períodos de vida del proyecto.
i = Tasa de recuperación mínima atractiva.
Finnerty (1998) citado por Sánchez (2004) menciona que el VPN de un proyecto de
inversión de capital es el valor presente de todos los flujos de efectivo después de
impuestos (CF, cash flows) relacionados con el proyecto (todos sus costos e ingresos, ahora
y en el futuro), la fórmula utilizada es
La regla para la toma de decisiones a seguir cuando se aplica el VPN es: emprender el
proyecto de inversión de capital si el VPN es positivo.
De acuerdo a CEPEP (1999) cuando se tienen varias inversiones independientes el criterio
de decisión es realizar aquellas cuyo VPN es mayor que cero y rechazar las que tengan un
VPN menor a cero. Cuando se tienen dos o más proyectos con VPN positivo, pero sólo
puede hacerse uno de ellos, se trata de inversiones mutuamente excluyentes, en cuyo caso
se recomienda hacer el que tenga el VPN más alto
n
VPN = S0 +
∑ St
t=1 (1+i)t
n
VPN = ∑ CFt
t=0 (1+r)t
65
Se pueden dar varias interpretaciones al VPN (CEPEP, 1999):
Es la cantidad máxima que podría pagar un inversionista por la oportunidad
de realizar la inversión sin perjudicar su posición financiera.
Representa la variación en la riqueza o bienestar del dueño del proyecto.
Cuando el VPN es positivo, representa la utilidad del proyecto en el
momento de la inversión. Esta utilidad no es reconocida para efectos contables.
Es el monto que el promotor podría pagar en exceso por el proyecto (margen
de error en los cálculos de las inversiones) y recuperar su inversión a la tasa
deseada.
Cuando el VPN calculado a la tasa del crédito es negativo, representa el
monto del proyecto que no puede ser financiado con crédito.
3.4.1.4.2. Tasa Interna de Rendimiento (TIR).
Es la tasa de actualización a la cual el valor actualizado de los costos es igual al valor
actualizado de los beneficios. Es decir, cuando el valor actual neto es igual a cero y la
relación beneficio-costo es igual a uno. De acuerdo a Carballo (1993) cuando se calcula
desde el punto de vista económico se le llama Tasa de Rentabilidad Económica y cuando se
calcula en función de los aspectos financieros del proyecto se le llama Tasa de Rentabilidad
Financiera
La Tasa de Rentabilidad Financiera (T.R.F.) representa el rendimiento del dinero invertido
después de recuperada la inversión inicial, es decir, una T.R.F. del 10% significa que se
está recuperando lo invertido y además en promedio se obtienen utilidades que representan
un 10% de la inversión (Carballo, 1993).
Para el cálculo de la TRF es necesario revisar algunos aspectos relevantes, cuya
consideración tendrá un efecto sobre el valor determinado de la TRF, los cuales se
mencionan a continuación (Carballo, 1993; CEPEP, 1999):
66
Vida Útil del Proyecto.
Tratamiento de la Depreciación.
El Capital de Trabajo.
Valores Residuales.
Reposición de Inversiones.
Se puede definir a la TIR como la tasa de descuento que reduce a cero el valor presente
neto de la suma de una serie de ingresos y egresos. Por lo tanto, para una propuesta de
inversión, la TIR es la tasa de interés (i*) que satisface la siguiente ecuación (Osuna, 1993):
0 = VPN (I*) = ∑ (Bt-Ct)
= ∑ (Bt-Ct) 1
(1+i*)t (1+i*)
t
Donde:
B = Beneficios o ingresos generados por el proyecto.
C = Costos generados por el proyecto.
t = Tiempo, toma valores que van desde t = 0 hasta t = n.
n = Duración de la vida económica del proyecto en número de períodos.
La regla de decisión para la técnica de la TIR* establece que si ésta es mayor que la Tasa
Mínima Requerida de Rendimiento, entonces el proyecto es financieramente aceptable.
La Tasa Interna de Rendimiento está definida como la tasa de interés que reduce a cero el
Valor Presente Neto (VPN), el valor futuro, o el valor anual equivalente de una serie de
ingresos y egresos. Es decir, la tasa interna de rendimiento de una propuesta de inversión es
aquella tasa de interés (i*) que satisface cualquiera de las siguientes ecuaciones (Coss,
2002, citado por Sánchez, 2004):
67
n
∑ St = 0
t=0 (1+i*)t
n
∑ St (1+i*)n-t = 0
t=0
n
∑ St (P/F,i*,t) (A/P,i*,n)
= 0
t=0
Donde:
St = Flujo de efectivo neto del período t.
n = Vida de la propuesta de inversión.
i* = Tasa interna de rendimiento.
P = Desembolso inicial.
F = Cantidad que se va a recuperar al final del período n.
A = Flujo neto al final del período.
La tasa interna de rentabilidad (o IRR internal rate of return) es la tasa de rentabilidad
esperada del proyecto por la inversión de capital. Si el costo del capital (tasa de rentabilidad
requerida) es igual a la IRR (tasa de rentabilidad esperada), el VPN sería igual a cero. Pero
debido a la incertidumbre ligada a los flujos de efectivo arriesgados, la tasa de rentabilidad
obtenida con toda seguridad será diferente de la IRR (Finnerty, 1998, citado por Sánchez,
2004).
68
La tasa interna de rentabilidad de un proyecto es la tasa de descuento que hace que el VPN
sea cero (Finnerty, 1998, citado por Sánchez, 2004):
n n
0 = ∑ CFt
= CF0 + ∑ CFt
t=0
(1+IRR)
t t=1
(1+IRR)
t
Donde:
CF = Flujos de efectivo.
CEPEP (1999) aplica criterios de decisión para acepta o rechazar el proyecto:
Para un proyecto individual:
TIR > r → Se acepta el proyecto.
TIR = r → Indiferente entre hacer o no el proyecto.
TIR < r → Se rechaza el proyecto.
Donde r = costo de oportunidad de los recursos con que se ejecutó la inversión.
Cuando se están evaluando dos o más inversiones independientes, y sus flujos se
comportan con un solo cambio de signo, es conveniente aceptar aquellas inversiones con
TIR > r. Si las inversiones que se están evaluando son mutuamente excluyentes, la
utilización de la TIR puede producir resultados contradictorios a los obtenidos con el
criterio del VAN. Debido a que la TIR es un porcentaje, su cálculo no toma en cuenta el
tamaño de las inversiones, lo que puede llevar a concluir que un proyecto es más rentable
que otro aunque su VAN sea menor (CEPEP, 1999).
El valor de la TIR puede hacer parecer que un proyecto B es mejor que un proyecto A, sin
embargo a una tasa de descuento diferente el proyecto mejor es el A. Por esta razón es
recomendable utilizar como indicador a la TIR únicamente de manera complementaria al
VAN (CEPEP, 1999).
69
La TIR puede interpretarse de diferentes formas, una se explica como la rentabilidad media
por período (generalmente anual) expresada en porcentaje, que se obtendría por la
inversión, otra explicación se da como la Tasa de crecimiento promedio por período de una
inversión o bien como la máxima tasa de interés que se puede pagar a un banco por un
crédito que presta para realizar el proyecto (CEPEP, 1999).
3.4.1.4.3. Relación Beneficio Costo (R B/C).
Tomado la ecuación de Sapag y Sapag (2000) este indicador se determina mediante la
siguiente fórmula:
n
∑ Yt
RBC = t=0 (1+i)
t
n
∑ Et
t=0 (1+i)t
Donde:
Y = Ingresos.
E = Egresos (Incluida la inversión I0).
t = Tiempo, toma valores que van desde t = 0 hasta t = n.
Cuando el VAN es cero (ambos términos de la resta son idénticos) la R B/C es igual a 1. Si
el VAN es superior a cero, la R B/C será mayor que 1 (Sapag y Sapag, 2000).
La deficiencia de este método respecto al VAN se refiere a que entrega un índice de
relación, en lugar de un valor concreto; requiere mayores cálculos, al hacer necesario dos
actualizaciones en vez de una, y se debe calcular una razón en lugar de efectuar una simple
resta (Sapag y Sapag, 2000).
70
Es la relación que se obtiene cuando el valor actual de la corriente de beneficios se divide
por el valor actual de la corriente de costos. Se expresa mediante la fórmula siguiente
(Gittinger, 1989):
n
∑ Bt
RBC = t=1 (1+i)
t
n
∑ Ct
t=1 (1+i)t
Donde:
B = Beneficio en cada año.
C = Costo en cada año.
t = 1,2,...,n.
n = Número de años.
i = Tasa de interés (actualización).
El valor absoluto de la relación beneficios-costos variará según la tasa de interés elegida.
Cuanto más elevada sea dicha tasa, menor será la relación beneficios-costos (Gittinger,
1989).
El criterio de selección es aceptar todos los proyectos independientes con una relación
beneficios/costos de uno o mayor, cuando las corrientes de costos y beneficios se actualizan
al costo de oportunidad del capital. En el caso de proyectos que se excluyen mutuamente, la
relación beneficios-costos puede conducir a una decisión errónea de inversión. El peligro se
puede evitar con la mayor facilidad utilizando el criterio del valor actual neto para
proyectos que se excluyen mutuamente (Gittinger, 1989).
Este indicador se define como la relación entre los beneficios y los costos de un proyecto
generalmente a valores actuales. Si la relación B/C es mayor o igual que uno, el proyecto
71
deberá aceptarse por cuanto indica que sus beneficios son mayores que sus costos
descontados a la tasa de oportunidad. Si el indicador es menor que uno, se debe rechazar el
proyecto. Lo anterior se calcula a través de la siguiente ecuación (NAFIN-OEA, 1992):
j=n
∑ BBj
B =
j=0 (1+i)j
C j=n j=n
∑ Ij + ∑ COj
j=0 (1+i)j j=0 (1+i)
j
Donde:
BB = Beneficios Brutos.
CO = Costos de Operación.
i = Tasa de actualización seleccionada.
I = Costos de inversión.
n = Vida útil del proyecto.
Criterio de decisión (CEPEP, 1999).
Un proyecto individual se acepta si su relación beneficio-costo es mayor a 1. Si se trata de
varios proyectos, el criterio es aceptar aquellos con mayor razón beneficio-costo, siempre
que ésta sea mayor a 1.
Problemas con el uso del criterio beneficio-costo (CEPEP, 1999).
Debido a que es un índice y no incorpora la variable tamaño en su cálculo, este criterio
puede no dar un orden correcto de la prioridad de los proyectos si éstos difieren en tamaño.
Esa es la razón por la que se recomienda utilizar este indicador de rentabilidad sólo como
complemento del VAN.
72
Es sensible a la forma en que los contadores definen los costos cuando se calculan los flujos
de efectivo. El orden de los dos proyectos puede revertirse, dependiendo de la forma como
se calculen los costos actuales. La evaluación de proyectos puede tener muchas decisiones
arbitrarias acerca de los costos y beneficios, y cada una de ellas afecta la relación
beneficio-costo (CEPEP, 1999).
3.4.1.4.4. Periodo de Recuperación de la Inversión (Pay Back).
Se define como el tiempo necesario para que los beneficios netos del proyecto amorticen el
capital invertido, o sea, se utiliza para conocer en cuánto tiempo una inversión genera los
recursos suficientes para igualar el monto de dicha inversión. Se calcula a partir del flujo de
efectivo descontado. Se expresa mediante la fórmula siguiente (FONEP, 1985):
PRIV = N - 1 +
(FAD)n-1
(FD)n
Donde:
PRIV = Período de Recuperación de la Inversión a Valor Presente.
N = Año en que cambia de signo el flujo acumulado descontado.
(FAD)n-1 = Flujo de efectivo acumulado descontado del año previo a “N”
FD = Flujo de efectivo descontado en el año n.
Ventajas y desventajas (FONEP, 1985):
Ventajas.
Los resultados obtenidos son fáciles de interpretar.
Indica un criterio adicional para seleccionar entre varias alternativas que
presentan iguales perspectivas de rentabilidad y riesgo.
Es de gran utilidad cuando el factor más importante de un proyecto es el
tiempo de recuperación.
73
Desventajas.
Cuando el tiempo de recuperación deseado es corto, se rechazan proyectos
que podrían ser considerados aceptables en otras condiciones.
No considera la magnitud de los flujos de efectivo que ocurren después de la
amortización (recuperación de la inversión).
Hace caso omiso de la rentabilidad de un proyecto de inversión.
Para obtener el Período de Recuperación (PR) se calcula el valor presente de cada uno de
los flujos del proyecto, obteniéndose un flujo acumulado. En el momento en que éste sea
igual a cero, la inversión se ha recuperado; el período en el que esto suceda será el PR
(CEPEP, 1999).
El supuesto implícito en este criterio es que los beneficios que se pudieran obtener después
del período de recuperación de la inversión son tan inciertos que deberían ser ignorados.
Tampoco considera los costos de inversión que podrían ocurrir después de esa fecha, como
los costos de cierre o disposición de materiales peligrosos (CEPEP, 1999).
Criterio de decisión (CEPEP, 1999):
En un proyecto individual suele determinarse un número de años arbitrario en el que se
desea recuperar la inversión inicial. Bajo esta perspectiva, se acepta el proyecto si tiene un
período de recuperación menor al establecido previamente. Si se trata de elegir entre varios
proyectos, el criterio de decisión que normalmente se aplica es aceptar proyectos con menor
período de recuperación de la inversión. Este criterio ha sido muy utilizado porque es fácil
de aplicar, sin embargo, puede llevar a tomar decisiones equivocadas (en proyectos con
larga vida útil y costos y beneficios conocidos con relativa incertidumbre). En el fondo, el
criterio de decisión pareciera reflejar que el objetivo es valuar el capital invertido en el
menor tiempo posible en lugar de obtener ganancias netas sobre la inversión.
74
Interpretación (CEPEP, 1999):
Como el período de recuperación de la inversión corresponde al número de años en el que
los flujos positivos del proyecto pagan la inversión inicial, una interpretación posible es que
cuando la inversión comprende sólo las erogaciones realizadas en efectivo, es decir, no
incluye el costo de oportunidad de inversiones efectuadas con anterioridad y la tasa de
descuento está dada por el costo del financiamiento crediticio, el valor presente de los
flujos de operación a cierto plazo representa el monto máximo de financiamiento (lo
máximo que podría recuperar un banco en un período de tiempo predeterminado). La
relación del monto máximo de financiamiento respecto a la inversión es el porcentaje
máximo de financiamiento que un proyecto soporta en un período.
3.4.1.4.5. Relación Inversión-Beneficio Neto (Relación N/K).
Es un criterio adecuado y conveniente para clasificar proyectos independientes (que no se
excluyen mutuamente), es fiable en todos los casos, excepto en los más extremos. Es el
valor actual de los beneficios netos divididos por el valor actual de la inversión; es una
forma de relación beneficios-costos, se expresa mediante (CEPEP, 1999):
t=n
∑ Nt
R I/BN = t=1 (1+i)
t
t=n
∑ Kt
t=1 (1+i)t
Donde :
R I/BN = Relación Inversión - Beneficio Neto.
Nt = Beneficio incremental neto en cada año después de que la corriente se ha
vuelto positiva.
Kt = Beneficio incremental neto en los años iniciales, cuando la corriente es
negativa.
75
t = 1,2,...,n.
n = Número de años.
i = Tasa de interés (actualización).
La R I/BN es sencilla de determinar cuándo se ha calculado para un proyecto un beneficio
incremental neto o flujo de fondos. Puede considerarse que el beneficio neto es el valor
neto actual de la corriente de beneficios incrementales netos en los años después de que la
corriente se ha vuelto positiva, y la inversión se puede considerar que es el valor actual de
la corriente de beneficios incrementales netos en los primeros años del proyecto en que esa
corriente es negativa (CEPEP, 1999).
La razón para calcular la R I/BN de esta manera es que interesa tener una medida de la
inversión que seleccione proyectos sobre la base del rendimiento a inversión durante las
fases iniciales de un proyecto. Un beneficio incremental neto negativo más tarde en la vida
de un proyecto no incrementa el capital que se necesita durante la fase de inversión del
proyecto (CEPEP, 1999).
El criterio de decisión para la R I/BN del valor del proyecto es aceptar proyectos con R
I/BN de 1 o mayor cuando se actualizan al costo de oportunidad del capital, comenzando
con el valor de relación más alto y siguiendo hasta que los fondos disponibles para
inversión estén agotados (CEPEP, 1999).
Si se utiliza la R I/BN para clasificar proyectos, deben considerarse algunas limitaciones.
La primera y más importante es que esa relación se puede utilizar para clasificar proyectos
que se excluyen mutuamente sólo cuando se conocen las R I/BN de todos los proyectos del
programa de inversiones. Dado que en la práctica sería imposible o complejo desde el
punto de vista analítico, es mejor seleccionar entre proyectos que se excluyen mutuamente
utilizando el criterio del VAN. En segundo lugar, puede haber casos en que la R I/BN
puede indicar decisiones incorrectas de decisión, pero son tan extremos que bien pueden
pasarse por alto cuando se considera algún proyecto real. Por último, la R I/BN no tiene
validez si se emprende lo que se denomina optimización dinámica; optimizar la inversión
del proyecto en el curso del tiempo. La optimización dinámica exige tener conocimiento de
76
todas las limitaciones presupuestarias y de las oportunidades de inversión futuras y no es
una metodología práctica para aplicarla en decisiones de inversión en proyectos (CEPEP,
1999).
En forma similar a la mencionada en el examen de la relación beneficios-costos, la R I/BN
se puede emplear para hacer una estimación rápida de cuánto podría elevarse el costo de la
inversión sin hacer que el proyecto carezca de atractivo desde el punto de vista económico
(CEPEP, 1999).
3.4.1.4.6. Índice de rentabilidad.
Cociente del valor actual de los flujos futuros esperados después de la inversión inicial,
entre el monto total de la inversión. El IR pude representarse con la siguiente fórmula
(CEPEP, 1999):
IR = VA flujos subsecuentes a la inversión o VA de los beneficios (VAB)
Inversión
Donde:
VA = Valor actual.
Criterio de decisión.
En proyectos independientes. Sólo conviene aceptar proyectos cuyo VAN resulte positivo y
esto implica un IR mayor a 1. De esta forma, el criterio de decisión es (CEPEP, 1999):
IR > 1 → Aceptar el proyecto.
IR < 1 → Rechazar el proyecto.
En proyectos mutuamente excluyentes. En ocasiones, un proyecto (A) con un VAN mayor
al de otro proyecto (B) puede tener un IR menor. Si ambos proyectos son excluyentes, el
77
uso del IR puede llevar a una toma de decisiones errónea porque el IR es un cociente y no
considera que algunos proyectos pueden tener mayor inversión, lo que reduce su IR. En
estos casos, lo más conveniente es realizar un análisis de tipo marginal o incremental entre
ambos proyectos (CEPEP, 1999).
Cuando existe racionamiento de capital. Cuando una empresa no tiene presupuesto
suficiente para hacer todas las inversiones rentables, se dice que hay racionamiento de
capital. En estos casos se debe buscar maximizar el VAN de las inversiones que se pueden
realizar con presupuesto limitado; aceptar los proyectos que sumen el VAN más alto para
cierto monto de inversión. En este caso no se pueden ordenar los proyectos de acuerdo con
su VAN, sino de acuerdo con su IR (CEPEP, 1999).
3.4.1.4.7. Índice del valor Actual Neto
Se asemeja al índice de rentabilidad porque proporciona información de la riqueza que se
obtiene por cada peso invertido en un proyecto. Es una herramienta para priorizar proyectos
dentro de las restricciones presupuestales que se enfrentan. Convendría realizar aquellos
proyectos de mayor IVAN, el cual se determina de la manera siguiente (CEPEP, 1999):
IVAN =
VAN
Inversión
Para calcular el VAN se utiliza el costo de oportunidad de los fondos como la tasa de
descuento relevante.
Criterio de decisión.
Basta que el VAN sea positivo para aceptar un proyecto de inversión. El IVAN es una
herramienta para decidir entre los proyectos en los que este indicador resulte mayor
(CEPEP, 1999).
78
3.4.1.5. Análisis de la incertidumbre del proyecto
Existen técnicas para prever, con cierto grado de probabilidad, las consecuencias de que se
presenten fenómenos adversos e incorporar los efectos del riesgo al proyecto, dentro de
estas técnicas figuran algunas como homogeneización del riesgo con la tasa de descuento,
análisis de sensibilidad, modelos de simulación y árbol de toma de decisiones (Gittinger,
1989).
3.4.1.5.1. Análisis de sensibilidad.
Una de las ventajas reales del análisis cuidadoso desde el punto de vista económico y
financiero de un proyecto, es que puede utilizarse para comprobar lo que ocurre con su
rentabilidad si los acontecimientos difieren de las conjeturas hechas acerca de ellos en el
curso de la planificación. Elaborar de nuevo un análisis para ver que sucede en esas
circunstancias cambiadas se denomina análisis de sensibilidad, y es un medio para mostrar
una realidad fundamental del análisis de proyectos: que las proyecciones están sujetas a un
elevado grado de incertidumbre con respecto a lo que haya de acontecer en la realidad
(Gittinger, 1989).
La técnica del análisis de sensibilidad consiste simplemente en calcular de nuevo la medida
del valor del proyecto utilizando las nuevas estimaciones correspondientes a uno u otro
elemento de costo o rendimiento. Conocidos esos posibles resultados, la persona que deba
adoptar la decisión relativa a la ejecución del proyecto deberá preguntarse ahora si es
conveniente asumir el riesgo de una baja tan grande en el valor del proyecto considerando
las probabilidades de ocurrencia de sobrecostos o precios más bajos (Gittinger, 1989).
Cuanto más elevado es el rendimiento esperado del proyecto, más sensible es éste. Los
proyectos también son más sensibles a los rubros iniciales que a los tardíos, como
consecuencia directa del valor temporal del dinero. Los proyectos tienden a ser más
sensibles a sobrecostos tempranos en la vida del proyecto que a cambios en precios que
ocurren más tarde. Usualmente, un cambio proporcional dado en un costo importante o en
79
rendimiento tendrá efecto más que proporcional en las medidas de valor del proyecto
(Gittinger, 1989).
Cada análisis de sensibilidad debe efectuarse por separado para estimar el efecto de un
cambio en los supuestos sobre el valor del proyecto y después formularse un juicio sobre la
probabilidad de ocurrencia de ese cambio (Gittinger, 1989).
Valor de Aceptabilidad.
Una variante del análisis de sensibilidad es determinar el “valor de aceptabilidad”. En el
análisis de sensibilidad normal se elige un monto en el cual se cambia un elemento
importante en el análisis del proyecto y después se determina el efecto de ese cambio en el
atractivo del proyecto. Cuando se calcula un valor de aceptabilidad preguntamos cuánto de
ese elemento tendría que cambiar en una dirección desfavorable antes de que el proyecto ya
no satisficiera el nivel mínimo de aceptabilidad conforme a lo indicado por una de las
medidas del proyecto. Entonces, las personas responsables de determinar si se implementa
o no el proyecto pueden preguntarse qué probabilidad existe de la presencia de un cambio
en esa magnitud (Gittinger, 1989).
En la agricultura los proyectos son sensibles al cambio de tres campos principales
(Gittinger, 1989).
Precios. Todo proyecto debería ser examinado para ver qué ocurre si los supuestos acerca
del precio de venta del proyecto son equivocados. De ese examen el analista puede
formular otros supuestos acerca de precios futuros y, de ese modo, puede ver en qué
medida éstos afectarían al VAN, a la TIR o a la R I/BN (Sánchez, 2004).
Demoras en la ejecución de los proyectos. Puede ocurrir que los agricultores no adopten los
nuevos métodos con la rapidez que se previó, que les resulte más difícil de lo que se había
pensado llegar a dominar las nuevas técnicas, o se hayan subestimado otras dificultades de
orden técnico. Puede haber retrasos en la colocación de pedidos o en el recibo de equipo
80
nuevo, o bien problemas y requisitos administrativos inevitables pueden demorar el
proyecto (permisos, licencias, etc.) (CEPEP, 1999).
Costos superiores a los previstos. Los proyectos tienden a ser muy sensibles a los costos
superiores a los previstos, sobre todo cuando ocurre esta situación en las primeras etapas
del proyecto, ya que es cuando más efecto tiene sobre los flujos actualizados, además en
esta etapa es usual incurrir en costos para instalaciones que deben terminarse antes de que
pueda obtenerse beneficio alguno. Los proyectos con componentes sustanciales de
construcción deben examinarse con cuidado para determinar su sensibilidad a los
sobrecostos (Sánchez, 2004).
Ventajas y desventajas del análisis de sensibilidad (Coss, 2002).
Ventajas:
Fácil entendimiento. No se requiere tener conocimientos sobre teoría de
probabilidad.
Facilidad de aplicación.
Desventajas:
Analiza variaciones de un parámetro a la vez.
No proporciona la distribución de probabilidad de la TIR o el VPN para
variaciones en las estimaciones de los parámetros del proyecto.
3.4.1.5.2. Análisis de riesgo.
Una característica del sector agropecuario y forestal es su variabilidad, razón por la cual al
implementar los proyectos muchos de ellos presentan resultados diferentes a los
proyectados, aún cuando se hayan elegido adecuadamente los mejores estimados para cada
una de las variables. Es lógico suponer que si existe un rango de valores posibles para las
variables críticas, exista un rango de valores posibles para los resultados (Novelo, et al.,
1994).
81
La Simulación Monte Carlo es una técnica que permite definir el universo de resultados
posibles de un proyecto de inversión, delimitando dentro de éste la proporción de resultados
desfavorables, cuantificando el riesgo del proyecto (Novelo, et al., 1994,).
Además de estas simulaciones existen otros programas que se pueden utilizar, inclusive el
programas de computo Excel provee herramientas para realizar el análisis financiero y de
sensibilidad.
3.5. Criterios preliminares para la identificación del proyecto de un
gasificador (Quaak et. al., 1999).
Las experiencias que se obtuvieron en la Segunda Guerra Mundial, así como también los
proyectos desarrollados en varios países del mundo demuestran que bajo ciertas
condiciones, el gas de madera puede sustituir a combustibles fósiles o en este caso hacer
autosustentable a una empresa en su consumo de electricidad. Sin embargo, esto no
significa que la gasificación de biomasa es una alternativa técnica, económica, ecológica o
socialmente factible frente a combustibles fósiles bajo cualquier circunstancia (Quaak et.
al., 1999).
Ya en 1999 había indicadores preliminares sobre la factibilidad para establecer los
gasificadores de biomasa como alternativa a los motores que utilizan combustibles fósiles
para la generación de energía eléctrica y contiene criterios específicos a responder para
identificar la potencialidad de instalar un gasificador de biomasa (Figura 17 y 18), debe
aclarase que en 1999 cuando se establecieron dichos criterios base, el precio del petróleo
oscilaba en los US$ 18/barril o US$ 120/Ton, los anterior arrojó en ese entonces resultados
a favor de los combustibles fósiles, actualmente (4/sept/2007) la mezcla mexicana cotiza en
US$63.13/ barril o US$ 441.91/Ton (www.google.com), bajo estas circunstancias por
lógica la tendencia en contra de la biomasa debería revertirse (Quaak et. al., 1999).
82
Figura. 17: Árbol de decisiones para proyectos de gasificadores de biomasa a pequeña escala.
83
Figura 18: Árbol de decisiones para proyectos de gasificadores de biomasa a pequeña escala
(continuación página anterior)
84
4. METODOLOGIA.
4.1. Materiales.
Para la realización de este proyecto como estudio de caso, fue tomada como base la
empresa forestal Servicios Especializados Forestales, S.A. de CV., parte del Grupo
Proplanse, dedicado al cultivo, desarrollo, transformación y distribución de productos
maderables. El planteamiento inicial es utilizar los subproductos, caso concreto, el aserrín
que se genera en cantidad importante y que puede ser utilizado para alimentar el gasificador
de lecho fluidizado.
Los materiales proporcionados por la empresa para la realización del proyecto, fueron los
siguientes:
Inventario de motores existentes en el aserradero,
Datos históricos de consumo y costos de electricidad,
Planos del aserradero que contemplan en Lay-Out actual de la empresa.
Estudios realizados sobre la distribución de productos
Coeficientes de aserrío por especies que se asierran o coeficiente de aserrío
de la especie de mayor importancia que se asierra en el aserradero.
Los materiales necesarios para el análisis de información y arrojo de resultados son los
siguientes:
Computadora de escritorio y portátil.
Servicio de conexión a Internet
Llamadas telefónicas.
Papelería
85
Los programas informáticos que fueron utilizados durante el desarrollo de este trabajo:
Microsoft office (Word, Excel)
Autocad 2004
En cuanto a material bibliográfico necesario para el desarrollo de la tesis, se requirió:
Acceso al acervo bibliográfico de la biblioteca de la División de Ciencias
Forestales.
Literatura sobre temas de gasificación de biomasa y evaluación financiera:
4.2. Métodos.
Para realizar el presente trabajo se establecieron cuatro etapas, se tomaron como referencias
los métodos utilizados por Quakk et.al. (1999), FAO (1993), Gutiérrez (2004) y Sánchez
(2004).
La primera etapa sugerida por Quaak et.al. (1999), Gutiérrez (2004) y Sánchez (2004)
consistió en hacer una revisión bibliográfica de la situación energética mundial y nacional,
teoría de la gasificación, costos de los gasificadores en el mundo y sobre los indicadores
más importantes que con lleva una evaluación financiera.
La segunda etapa realizada se basó en lo descrito por FAO (1993) y la metodología
utilizada por Gutiérrez (2004) que consistió en seguir los puntos importantes para la
selección del gasificador, para lo cual se utilizaron los elementos que se describen en la
publicación FAO (1993) sobre gasificación de biomasa y sobre los aspectos que se cubren
en el proyecto FONDEF desarrollado por Gutiérrez (2004) ”Desarrollo de un reactor
molecular para la generación de energía a partir de biomasa a pequeña y mediana escala”
que se encuentra actualmente en operación por la Universidad de Chile.
86
La tercer etapa consistió en obtener la cotización con empresas internacionales que
manufacturen equipos para la gasificación de biomasa, ya que en México no hay empresas
que se dediquen a la fabricación de estos equipos y se tomaron los criterios preliminares
que debe contener la cotización publicados por Quaak et,al.(1999) y que son vitales para
determinar la viabilidad de realizar el proyecto y la instalación de un gasificador de
biomasa.
La cuarta etapa es la elaboración del estudio de factibilidad financiera, en la cual se utilizó
la propuesta del Centro de Desarrollo Agroempresarial de la Universidad Autónoma
Chapingo (2007) que consiste en hojas de cálculo desarrolladas especialmente para
evaluaciones financieras de proyectos de inversión, también se utilizó el método realizado
por Sánchez (2004) y se calcularon todos los elementos necesarios de las principales
variables que se necesitan para la toma de decisiones en un proyecto de inversión como
son: TIR, VAN, y RC/B.
87
5. RESULTADOS.
Los aserraderos generan subproductos (costeras, tiras, recortes, aserrín) susceptibles de ser
utilizados para el proceso de gasificación y que actualmente no son utilizados en forma
adecuada o no le dan un valor agregado a estos productos por considerarlos desperdicios
5.1. Caracterización de la empresa.
5.1.1. Macrolocalización.
El aserradero se ubica en el municipio Emiliano Zapata en el estado de Tabasco, México, el
Anexo 1 presenta una perspectiva de la ubicación del Municipio dentro del Estado. La
dirección oficial del aserradero es: “LA BONITA” Km. 4.7 de la Carretera Villa hermosa-
Escárcega Entronque E. Zapata. Emiliano Zapata, C. P. 85992 Estado de Tabasco. México
5.1.2. Microlocalización.
El Anexo 2 muestra el plano del predio donde se ubica el aserradero, el Anexo 3 amplia la
visión de las instalaciones y áreas del aserradero.
5.1.3. Historia de la Empresa.
Servicios Especializados Forestales, S.A. de CV. (Seresfo) es una empresa legalmente
constituida de conformidad a las leyes de los Estados Unidos Mexicanos, forma parte del
Grupo Proplanse, grupo de empresas dedicadas al cultivo, desarrollo, transformación y
distribución de productos maderables (Calzada, 2007).
Cuenta con plantaciones de tres especies distintas de Eucalipto de semillas seleccionadas
provenientes de Brasil, E. Grandis spp, E. Urophylla spp y E. Urograndis spp. Así como
también Cedrela odorata, Swietenia macrophylla, Gmelina arborea, y Ceiba pentandra.
88
Cuenta con un vivero con una capacidad de producción de 1.8 millones de plantas al año,
todas las labores de preparación de la tierra son mecanizadas y la gran mayoría se realizan
con maquinaria y equipo propiedad de la misma empresa.
Originalmente estas plantaciones fueron hechas con objetivo de producir madera para
celulósicos; sin embargo, con la administración actual se está buscando que: mediante el
proceso de aserrío se dé un mayor valor agregado a la madera en trocería de sus
plantaciones.
A finales del 2004, el Consejo de Administración aprobó la instalación de un aserradero
para industrializar la madera en trocería obtenida de sus plantaciones y así otorgarle el
mayor valor agregado a la trocería.
En la actualidad la empresa cuenta con una superficie de plantaciones de 3,775.00
hectáreas, cumpliendo con las leyes y normas vigentes (Calzada, 2007).
5.2. Cuantificación de variables utilizadas en la selección del gasificador.
5.2.1. Disponibilidad de Materia prima para el gasificador.
El Departamento Técnico que realiza el manejo de las plantaciones de la empresa,
determinó los parámetros de incremento que tienen las diferentes especies, obteniéndose los
incrementos maderables por especie (Cuadro 19); lo que permite calcular la capacidad
volumétrica de materia prima para abastecer éste proyecto de gasificación de biomasa. La
capacidad instalada del aserradero considerando las características de la trocería de
eucalipto, inicialmente se planteó para la transformación de 70 m3 rollo / turno a 14,000
Pt/turno siendo un consumo de trocería de 20,000.00 m3 rollo / año (Calzada, 2007).
89
Cuadro 19: Incrementos maderables por especie
Especie
Superficie
plantada
Has.
ICA m3/rollo/año
Productos
Primarios
Productos
Secundarios
Puntas y
ramas m3/rta/ha/a m3/rta/a
Caoba 210.630 15.000 3,159.450 1,579.725 947.835 631.890
Cedro 72.880 15.000 1,093.200 546.600 327.960 218.640
Ceiba 195.100 23.000 4,487.300 2,243.650 1,346.190 897.460
Melina 561.770 28.000 15,729.560 7,864.780 4,718.868 3,145.912
Eucalipto 2,735.340 27.000 73,854.180 36,927.090 22,156.254 14,770.836
Total 3,775.720 49,161.845 29,497.107 19,664.738
Fuente: Calzada, 2007
La distribución de productos planteada (Cuadro 20) se asignó de acuerdo a la
conformación del árbol y se estableció una media promedio para las plantaciones que posee
la empresa.
Cuadro 20: Distribución de productos promedio de la trocería disponible para el
aserradero
Producto % Unidad
Trocería productos primarios 50 m3/rollo
Trocería productos secundarios 30 m3/rollo
Puntas y ramas 20 m3/rollo
Fuente: Calzada , 2007
El abastecimiento de productos primarios para el aserradero de la empresa consiste en
trozas de caoba, cedro, ceiba, melina y principalmente eucalipto (Cuadro 21) Para
productos secundarios se envían trozas de caoba, ceiba y principalmente eucalipto.
90
Cuadro 21: Materia prima enviada para la industria del aserrío
Especie Productos Primarios
m3 r/año
Productos Secundarios
m3 r/año
Caoba 1,579.725 947.835
Cedro 546.600 327.960
Ceiba 2,243.650
Melina 7,864.780
Eucalipto 36,927.090
Subtotal 49,161.845 1,275.795
Total m3r/año 50,437.640
Total m3r/mes 4203.13
Fuente: Calzada, 2007
5.2.1.1. Balance de materiales.
En México no se tiene la experiencia en balance de materiales para eucalipto, sin embargo
se reportan diferentes coeficientes de aprovechamiento en diversos países, por ejemplo en
Uruguay el coeficiente de aserrío en la preparación de piezas para parket con trocería de
Eucalyptus globulus se calculó en un 68.4%. Otro caso en Uruguay el coeficiente de aserrío
de trozas de Eucalyptus camadulensis y E. umbrella, el primero utilizado para durmientes y
el segundo para varillas de alambrado, Para el caso de durmientes sin contabilizar el
material utilizable residual el coeficiente de aserrío oscilo en un 30% (Para diámetros de 30
a 35 cm) y para varillas de alambrado el coeficiente de aserrío resultó ser de 49.4%. Para
Zambia se reporta un coeficiente de rendimiento de 54% en un aserradero integrado con
sierras múltiples y que manufactura Eucalyptus grandis con diámetros entre 15 y 35 cm. El
porcentaje restante no correspondientes al coeficiente de aserrío en todos los casos
anteriores se distribuye en costeras, orillas, aserrín y corteza (Piedra, 1995).
El porcentaje de subproductos (aserrín, costeras, orillas y corteza) obtenido en la industria
del aserrío varía de acuerdo a la especie, al elemento de corte, maquinaria utilizada, calidad
91
de la troza, diagrama de corte, diámetro de la troza, etc. Para ejemplificar, en el caso de
México la disponibilidad de materia prima para el proceso de gasificación se presenta
(Figura 18) el Balance de materiales elaborado para tres especies de pino (Pinus
douglasiana, P.tennifolia, P.oocarpa) (Sánchez, 2004).
Fuente: Piedra, 1995
Figura 19: Balance de materiales para Pinus douglasiana, P. tennifolia y P. oocarpa
A partir de la Figura 19 y con la finalidad de determinar la disponibilidad de materia prima
se puede extraer la siguiente información:
1. En total se puede concluir que se cuenta con un 34.76% de subproductos disponibles
(aserrín, costeras, orillas, corteza) para un proceso de gasificación de biomasa de
acuerdo a la información del anterior Balance de Materiales.
Se tiene que considerar también que la corteza no se incluye en su totalidad dentro de un
proceso de gasificación ya que contiene componentes que afectan un tanto la calidad del
92
gas a obtener. Sin embargo, en varios países se utiliza corteza para el mismo proceso pero
en cantidades reducidas.
5.2.1.2. Materia prima disponible para gasificar.
Se debe tomar en cuenta que para determinar el volumen de subproductos generados en el
proceso de aserrío, se utilizó el diagrama de corte más utilizado en el aserradero. Además
de considerar el diámetro promedio de trozas, resultando ser para esta empresa promedio de
27 cm. Por lo tanto, con base en este diámetro se realizó el dibujo del diagrama de corte
auxiliándose del programa Autocad versión 2004. De esta forma, las piezas se dibujaron en
un plano bidimensional correspondiente a una de las caras transversales de la troza,
obteniéndose la siguiente distribución de productos que se presenta en la Figura 20.
93
1 Centro de 4 pulgadas 10.15 cm
2 Costeras de 1.505mm 3.01
6 Tablas para desorillar 11.43
8 Cortes de 3 mm 2.40
27.00 cm
3"*4"*8´
3/4"*4"*8´
3/4"*4"*8´
3/4"*4"*8´
3/4"*4"*8´
3/4"*4"*8´
3/4"*4"*8´
3/4"*4"*8´
3/4"*4"*8´
3/4
"*8"*
8´
3/4
"*6"*
8´
3/4
"*4"*
8´
3/4
"*8"*
8´
3/4
"*6"*
8´
3/4
"*4"*
8´
Fuente: Calzada, 2007
Figura 20: Diagrama de corte más usual en el aserradero (despiece).
Con el diagrama de corte (Figura 20) se obtuvo una distribución que se desglosa en el
Cuadro 22.
94
Cuadro 22: Productos obtenidos con el diagrama de corte
Productos diagrama de corte Medida Comercial Cantidad Superficie total (m2) Porcentaje de la superficie
Tablas
3/4"*4"*8' 10 0.019 33.33
3/4"*6"*8' 2 0.0058 10.18
3/4"*8"*8' 2 0.0078 13.68
Polín 3"*4"*8' 1 0.0077 13.51
Costeras 2 0.0026 4.56
Tiras 12 0.004 7.02
Total 0.0469 82.28
La superficie obtenida para el aserrín, se obtuvo por diferencia de superficies, es decir a la
superficie de la cara transversal de 27 cm de diámetro, se le resto la superficie de los
productos obtenidos descritos en el Cuadro 22. Por lo tanto, el porcentaje correspondiente
de aserrín haciende a un 17. 72% (Cuadro 23) del total de madera que se asierra
diariamente en el aserradero. El porcentaje anterior es una aproximación, ya que como se
ha mencionado anteriormente el coeficiente de aprovechamiento varía por diversas causas.
Para los procesos de gasificación de biomasa, se utiliza costeras, tiras, recortes y aserrín, los
primeros tres deben pasar por un proceso de astillado para poder ser introducidos al
gasificador con la finalidad de hacer eficiente la conversión del porcentaje neto
aprovechable (Gutiérrez, 2004; FAO, 1993).
Cuadro 23: Superficies obtenidas a partir del diagrama de corte.
Troza Superficie m2 %
Diámetro 27 cm 0.057 100
Superficie productos 0.0469 82.28
Superficie Aserrín 0.0101 17.72
Para cuantificar la materia prima para el gasificador, se deben desglosar los subproductos
que muchas veces son considerados como desperdicio, por lo tanto, en este caso el
porcentaje de material disponible (Cuadro 24) para un proceso de gasificación de biomasa
95
es de alrededor del 30% del volumen de productos primarios que ingresan al aserradero y
que se asierra con el diagrama de corte de la Figura 20.
Cuadro 24: Porcentaje de materia prima disponible para gasificar proveniente de
productos primarios.
Materia prima %
Costeras 4.56
Tiras 7.02
Aserrín 17.72
Total 29.30
Si se utiliza la información de la cantidad de metros cúbicos rollo de las dos especies más
importantes que son destinados para productos primarios y se aplica el porcentaje de
subproductos obtenidos mediante el diagrama de corte más usual se obtiene un total de 7
mil 937 metros cúbicos de aserrín disponible (Cuadro 25).
Cuadro 25: Cantidad de materia prima disponible utilizando las dos especies más
importantes.
Especie
Productos Primarios
m3 r/año
Costeras
m3 /año
Tiras
m3 /año
Aserrín
m3 /año
Melina 7 864.78 358.63 552.11 1 393.64
Eucalipto 36,927.090 1683.87 2 592.28 6 543.48
Total año 2 042.50 3 144.39 7 937.12
Otra variable a determinar es el peso del aserrín por lo tanto, para calcular el peso del
aserrín de eucalipto partiendo del volumen obtenido en el Cuadro 25 se utilizó la siguiente
fórmula:
96
Peso de la madera= peso anhidro de la madera + peso del agua
Peso del madera = 500 kg/m3 + (20% Peso anhidro de la madera)
Peso del madera = 500 kg/m3 + 100 kg/m
3
Peso del madera = 600 kg/m3
Para el caso de la melina se utiliza la misma expresión:
Peso de la madera = peso anhidro de la madera + peso del agua
Peso de la madera = 400 kg/m3 + (20% Peso anhidro de la madera)
Peso de la madera = 400 kg/m3 + 80 kg/m
3
Peso de la madera = 480 kg/m3
Los pesos anhidros se obtuvieron de tablas proporcionadas por el Ing. Gonzalo Novelo1.
Del cálculo anterior se desglosa el Cuadro 26 donde se hace la conversión de los metros
cúbicos de aserrín disponible a kilogramos.
Cuadro 26: Equivalencia de metros cúbicos de aserrín a toneladas.
Especie Aserrín
m3/año
Aserrín
Ton/año
Ceiba 1393.64 6 68.95
Eucalipto 6 543.48 3 926.09
Total año 6 941.05 4 595. 04
5.2.2. Cálculo de horas totales a trabajar por el gasificador.
Los gasificadores de biomasa son capaces de trabajar las 24 horas los 365 días del año, pero
es necesario especificar el número de horas que suministrará energía al aserradero para sus
operaciones cotidianas, el cálculo se derivó de la siguiente información:
1 Profesor de la materia de física de la madera de la Universidad Autónoma Chapingo.
97
El aserradero opera de lunes a viernes diez horas diarias, los sábados opera solamente la
mitad del día, es decir, cinco horas de trabajo. El periodo vacacional comprende los tres
días principales de guardar correspondientes a la semana santa, siete días de fin de año y
sólo se otorgan cuatro medios días de trabajo al año por concepto de fechas importantes a
nivel nacional o regional.
El Cuadro 27. Resume las horas totales necesarias que debe abastecer de energía el
gasificador al aserradero.
Cuadro 27: Horas de trabajo del aserradero por año
Concepto Horas/día día/año Total
horas
Días completos de trabajo 10 277 2770
Medio día de trabajo 5 30 150
Total 2920
Por diferencia se obtuvo el total de horas posibles para vender electricidad (Cuadro 28) a
la Comisión Federal de Electricidad, como se puede demostrar en dicho cuadro, el uso del
gasificador exclusivamente para el aserradero asciende al 33.33% del total de horas
correspondientes a un año, según datos del fabricante se considera un 2 % de tiempo al año
para retiro de cenizas y residuos, además un 3% para mantenimiento del motor e
imprevistos generales por falla del equipo o falta de suministro de materia prima, quedando
un 61.67% de horas libres del total de horas que tiene un año para que el gasificador trabaje
suministrando energía a poblaciones cercanas al aserradero.
Cuadro 28: Desglose de horas por posible actividad del gasificador.
Concepto Total horas %
Horas trabajo aserradero 2920 33.33%
Mantenimiento, imprevistos, retirada de cenizas 438 5%
Horas posibles de venta 5402 61.67%
Año 8760 100.00%
98
El fabricante refiere que el gasificador consume alrededor de 998 kg de aserrín y astilla por
hora de trabajo, el consumo referido genera el Cuadro 29 donde se desglosa la cantidad de
aserrín necesario para abastecer de energía las operaciones del aserradero y la cantidad de
aserrín necesario para que el gasificador genere electricidad para vender electricidad a CFE.
Cuadro 29: Horas de trabajo y consumo equivalente de aserrín
Concepto Total horas
Aserrín a
consumir
(Ton)
Horas trabajo aserradero 2920 2 914.160
Horas posibles de venta 5402 5 391.196
Año 8 322 8 305.356
El aserrín que genera la empresa con las dos especies más importantes que se asierran cubre
el 100% de las horas de trabajo que se necesita para autogeneración de electricidad, sin
embargo, si se desea vender electricidad a CFE con el aserrín sobrante sólo se cubriría el
31% del total de las horas disponibles para dicho fin, el 70% restante se podría cubrir con
los residuos generados en los aprovechamientos forestales de las plantaciones con las que
cuenta la empresa, es decir, el aserrín de las otras especies que trabaja el aserradero
5.2.3. Requerimientos de potencia del aserradero.
Para determinar la energía eléctrica necesaria para el funcionamiento de las máquinas del
aserradero, el cálculo se basó en un inventario realizado en noviembre del 2006, donde se
levantaron datos (HP, Voltaje, Intensidad ) de las placas de los motores de todas las
máquinas utilizadas en ambas líneas de producción (Calzada, 2007). Para el cálculo del
requerimiento se consideró la Eficiencia (e) de los motores eléctricos de transformación de
energía eléctrica a energía mecánica en un 85 % (Almengor, 2005) por lo que los cálculos
para la determinación de la Potencia de entrada (Pe) en watt/hora se basó en la siguiente
expresión:
99
Pe= (Ps * 748)/ e
Aumentar tamaño
Pe: Potencia de entrada (watts).
Ps: Potencia de salida (HP)
e: eficiencia del motor
El cálculo de potencia (Cuadro 30) se hizo por línea de producción (Línea 1 y Línea 2), se
cuantificaron los motores del taller de afilado, motores de las bandas de transporte de
aserrín de ambas líneas, de las máquinas de corte y del equipo extraordinario (Calzada,
2007).
Debe aclararse que la potencia requerida para la iluminación del aserradero y energía
necesaria para las oficinas no fue determinada, ya que el inventario no cuenta con tal
información.
Cuadro 30: Requerimientos de potencia del aserradero por área de trabajo.
Como se presenta en el Cuadro 30 se obtuvo un requerimiento de potencia de 616. 176
kW/h necesario para el funcionamiento de la maquinaria existente en el aserradero.
Área Pe (kW/h) Línea 1 161.656
Línea 2 315.040
Taller de afilado 7.480
Bandas
transportadoras
Línea 1
9.240
Bandas
transportadoras
Línea 2
8.360
Maquinaria de corte 96.800
Equipo
Extraordinario 17.600
Total 616.176
100
El requerimiento anterior, partió del supuesto que toda la maquinaría se encuentra
funcionando al mismo tiempo, aunque se sabe que esto no sucede en el aserradero debido a
la dinámica de trabajo, existe maquinaría por ejemplo en el área de afilado y equipo
extraordinario que no se ocupa en la totalidad de las horas de trabajo, por lo tanto, se
calcula que un 90 % (555. 084 kW/h) del requerimiento total es el utilizado.
5.3. Selección del equipo para el proceso de gasificación de biomasa.
Para la selección del equipo de gasificación se retomaron los aspectos más importantes
encontrados en la revisión bibliográfica, principalmente los reportados por Gutiérrez (2004)
y FAO (1993), el Cuadro 31 presenta los aspectos más importantes que se consideran al
momento de la elección.
Cuadro 31: Parámetros base para la selección del equipo adecuado para el
Gasificador de Lecho fluidizado.
Criterio Subcriterio Parámetro Parámetro deseado
Combustible: Madera (Aserrín) Aserrín
Contenido energético 3500-4500 Kcal.
Contenido de humedad 80 % < 20%
Materias volátiles
Contenido de cenizas y
composición química
Reactividad ------------ ------------
Tamaño y distribución < 1 mm
Densidad aparente 0.45 gr/cm3
Propiedades de
carbonización
Capacidad de procesamiento 1-100 Mw 750 Kw
Calidad del gas a obtener baja en alquitranes
Cantidad de energía a
abastecer 616.176 kw/h 750 kw/h
Fuente: FAO, 1993
101
Tomando como base los criterios anteriores y con la revisión bibliográfica realizada sobre
lo distintos tipos de gasificadores existentes se puede comparar los equipos y hacer una
elección del gasificador a utilizar. En este sentido, los equipos gasificadores tipo downdraft
son capaces de generar la energía necesaria para el aserradero, ya que su capacidad máxima
de generación de electricidad es de hasta 1 Mw, su inconveniente principal es que la
disponibilidad de materia prima (astillas) es baja en comparación al volumen de aserrín que
se genera, y este gasificador no es apto para la utilización de aserrín como materia prima
para el proceso de gasificación.
Los gasificadores tipo downdraft son capaces de procesar astillas de madera con un
volumen mínimo de hasta 10 dm3 por lo que el aserrín que es el principal material del que
se dispone no es apto para estos gasificadores (Gutiérrez, 2004).
Como se pudo determinar anteriormente mediante la utilización el análisis del diagrama de
corte, el aserrín es la materia prima disponible en forma mayoritaria para la generación de
electricidad (17%), además que se está convirtiéndose en un problema para el aserradero
por el espacio que ocupa, debido a que no se tiene un uso especifico para tal cantidad de
material.
Los gasificadores de madera de lecho fluidizado son los gasificadores aptos para el
consumo de aserrín, son capaces de generar de 1 Mw a 100 Mw, razones por lo cual se
eligió.
5.4. Cotización del equipo.
Con base en la Potencia de entrada kW/h necesaria para la operación de los motores,
tiempo total de trabajo de las máquinas, cantidad y tipo de subproducto principal que es
generado por el aserradero para poder ser utilizado en el proceso la gasificación, se pidió la
cotización del equipo a empresas extranjeras ya que en México no se cuenta con empresas
proveedoras de este equipo. Se obtuvo respuesta de dos empresas, pero una de ellas sólo se
102
dedica a la venta de equipos gasificadores para la generación de calor a pequeña escala y no
para la generación de energía eléctrica.
5.4.1. Descripción de la Empresa proveedora.
La empresa proveedora tiene la razón social “International Innovations Incorporated”, con
domicilio en 1128 Max Gray Road, Plainfield, Vermont, 05667, U.S.A.
5.4.2. Historia de la empresa.
International Innovations Incorporated (3i) es una compañía privada internacional que lleva
más de tres décadas en la investigación, fabricación, experimentación y comercialización
de sistemas alternos de generación de energía, asociados con tecnologías de Australia,
Nueva Zelanda, Estados Unidos y Canadá.
Jack Humphries es el padre de “Powerhearth” y vicepresidente de planeación, fabricación y
funcionamiento de la empresa, construyó su primer sistema de gasificación comercial en
1972 en Nueva Zelanda y ha logrado enviar el sistema de gasificación alrededor del mundo.
Su similar, industrias AB, ha sido fabricadora de motores exclusivamente para gas por tres
generaciones. Actualmente los motores pueden ser alimentados por una gran variedad de
gases (metano, etano, gras producido y LPG). AB está certificada como una empresa
fabricadora de motores de más de tres mil caballos de fuerza (hp) y alternadores de más de
nueve megawatts.
La calidad de cada uno de sus sistemas producidos le hace fácil proporcionar sin "ningún
riesgo" una garantía de funcionamiento y un soporte total del “ Powerhearth” y sus
complementos.
103
Después de 35 años de experiencia en la comercialización, operación y construcción de
gasificadores hacen que la empresa esté calificada en la producción de gas para motores
independientes
5.4.3. Propuesta presentadas por la empresa 3i (International Innovations
Incorporated).
Basada en la información de los requerimientos de potencia del aserradero, 3i envió una
propuesta para armar e instalar completamente el modelo “Powerheart 750”, es un
gasificador que es capaz de generar hasta 750 Kwel/h
5.4.4. Componentes mayores del “Powerhearth 750”.
5.4.4.1. Sistema automático de alimentación de materia prima.
Es un sistema que facilita el transporte de la materia prima a la cámara de torrificación,
posteriormente el combustible pasa a la caja de medición de suministro del “Powerhearth”
según sus especificaciones técnicas de diseño.
El sistema transportará con mayor facilidad la materia prima desde el patio hasta el la caja
de medición que suministra al “Powerhearth”. La entrega de materia prima al gasificador se
controla por medio del sistema automatizado o manual, y este puede ser anulado o
manejado desde algún punto de transferencia o desde algún otro escenario alterno.
5.4.4.2. Motor alternador.
Motor con modo de operación-diesel o gasolina determinado por el fabricante. Será
alimentado por el gas producido. Los motores tendrán un rendimiento del 80% del voltaje-
amperaje y fase a los 750 Kwel de potencia, especificado. Los rendimientos se alinearán por
medio del tablero de control y sistemas de dirección del “Powerhearth”.
104
Se arma e instala un sistema que modelará la densidad, capacidad y tamaño del aserrín que
se considere adecuado para el gasificador. El modelo seleccionado para el sistema es el de
Warren Baerg o Sistema de dirección API.
Los residuos de madera (astillas) y aserrín alimentarán al gasificador de biomasa de manera
automática, produciendo una cantidad de gas suficiente para operar el motor-alternador de
acuerdo a los requerimientos específicos de diseño, incorporando un sistema de
recuperación de calor diseñado para el secado de la materia prima en el torrificador.
El “Powerhearth” será equipado con un tablero calibrado y acoplado a sensores de control
que proveerán monitoreo a distancia, con el objetivo de controlarlo desde una cabina de
control, celular o internet.
Los sistemas de la planta de energía “Powerhearth” deberá estar acorde con todos los
estándares, reglas, leyes y regulaciones a nivel Federal, Estatal y Local perfiladas en las
especificaciones.
5.4.4.3. Componentes Auxiliares.
Una vez armada e instalada por completo la planta de gasificación “Powerherarth” y el
sistema automatizado de control proveerá monitoreo en tiempo real de todas las actividades
de la planta de energía, aunque también se permitirá el control manual de apagado y
encendido.
El sistema reunirá y guardará los datos de los puntos críticos del proceso del gasificador,
estos datos estarán disponibles en el sistema o serán removidos través del sistema de
transferencia de datos a distancia.
La operación y control de datos será derivada de un arreglo de sensores que serán incluidos
dentro del proceso, el monitoreo de temperatura del gas será en puntos específicos,
105
teniendo un rango de medición comprendido desde la temperatura ambiental hasta un
exceso de 1 200 °C.
El contendido de humedad y la velocidad de flujo a través del sistema será monitoreado y
controlado usando la temperatura y humedad relativa ambas sondeadas en serie y
almacenadas en bases de datos por el sistema de control.
Todos los movimientos de la materia prima serán monitoreados y controlados por un
arreglo de sensores de contacto y movimiento. El sistema puede ser detenido o anulado
desde algún punto de control que se encuentran a lo largo de la ruta del proceso de
gasificación.
Los sistemas de operación, apagado y encendido de todos los componentes incluyendo
motores, ventiladores, quemadores, flujo del gas, válvulas de estado, temperatura ambiental
y del flujo así como también los sistemas de monitoreo de salidas, pueden ser controladas
por una cabina de control, celular o vía internet. Cuando se desee, alguno o todos los
componentes individuales del sistema pueden ser manipulados o apagados manualmente o
ya sea que se utilice la conexión vía internet o por celular.
El acceso a la zona térmica del gasificador “Powerhearth” será bloqueada y será colocada
una alarma, la cual estará aislada del sistema normal de operación y solamente se tendrá
acceso por medio de un modo denominado “protocolo de acceso observado”. Asimismo,
los sistemas de acceso al gasificador serán a través de escaleras de mano previamente
aseguradas de forma correcta a modo de evitar cualquier accidente.
La ceniza se removerá automáticamente y de manera continua, sin embargo, también pude
ser retirada de forma manual. El acceso a la caja de ceniza, depósitos y espacios
relacionados a esta área serán protegidos por células fotoeléctricas y sensores de contacto,
de tal forma que la intromisión a esta área causará la activación de dos alarmas, una de
sonido instalada en el gasificador y la otra instalada en el cuarto de control. De esta forma,
106
se causará una parada instantánea del sistema por el teléfono celular designado a la planta
de gasificación.
Todos los datos serán monitoreados en el cuarto de control por el sistema de adquisición y
se tendrá un desplegado continúo de datos. De esta forma, los parámetros de salida de todos
los sensores serán desplegados simultáneamente. Sin embargo, para la apropiada lectura de
los datos de salida, se tendrán los límites máximos y mínimos programados dentro de la
base de datos. Así, cuando los límites sean sobrepasados un controlador activará una alarma
de sonido y los datos obtenidos automáticamente activaran una marcación preprogramada
que notificará al personal apropiado para que ordene tomar la acción correctiva necesaria,
además de que todos los datos serán guardados y estarán disponibles en el sistema para una
evaluación diagnostica posterior.
De esta forma, todos los sensores de control y dispositivos descritos anteriormente están
excedidos de los estándares conocidos y establecidos para la industria de aplicaciones
similares en el mundo, y están garantizadas para ser compatibles con sistemas de control
similares.
5.4.4.4. Sistema de limpieza del gas.
La planta de gasificación incluye un sistema de limpieza del gas que se produce, el sistema
está conectado en línea con el gasificador y es utilizado para remover las partículas que
provienen de la producción del gas. El sistema es divido en dos etapas “secas” de limpieza.
El sistema es garantizado de fábrica con un cambio y limpieza de tejidos en un periodo de
dos a tres años (esto es dependiendo de la garantía del fabricante)
5.4.4.5. Sistema de enfriamiento del gas.
El sistema de enfriamiento del gas producido, es utilizado para automáticamente enfriar la
temperatura del gas con la finalidad de habilitarlo a una temperatura optima para la válvula
107
estequiométrica del motor, de esta manera se asegura la correcta temperatura del
combustible y se garantiza una máxima operación y eficiencia del motor.
El sistema de enfriamiento emplea un ventilador de baja velocidad de cuatro a cinco watts
para mantener de forma automática el óptimo enfriamiento de gas.
5.4.4.6. Cuarto de Monitoreo Central.
El cuarto de monitoreo del sistema de gasificación se utiliza como salida de todos los datos
provenientes de los componentes mayores y auxiliares de la planta de gasificación. Los
datos pueden ser desplegados en forma general o individual en un monitor. Los datos que
fluyen del sistema también contienen alarmas en posiciones predeterminadas.
5.4.4.7. Diversos componentes auxiliares y servicios de soporte.
El proveedor considera en este rubro a todos los motores requeridos, ventiladores, tuberías,
aislantes, alarmas contra agentes extraños, ensambles, componentes de prueba,
componentes integrados, sistemas de prueba y supervisión, adiestramiento del operador y
encargado, paquete del operador, manuales de operación, manual de mantenimiento
preventivo, CD’s de operador, soporte en sitio y local, monitoreo a distancia y soporte
completo del funcionamiento y operación automática del sistema. Además del armado e
instalado de dispositivos eléctricos, instrumentos, paneles, alambrado, controles e
interruptores, monitores, alarmas y diversos componentes necesarios para el
funcionamiento apropiado del sistema.
Los equipos e instalaciones se encuentran o excederán los estándares existentes en el país y
los códigos locales descritos en las especificaciones. Las instalaciones serán realizadas por
el personal autorizado o calificado para cada componente. El personal local observará todos
los códigos, restricciones, regulaciones y leyes a los que están estrictamente adheridos
108
Todas las instalaciones serán inspeccionadas por la autoridad competente que tenga la
jurisdicción para asegurar la satisfacción de los reglamentos, regulaciones y restricciones
según las especificaciones nacionales, estatales y locales.
5.4.5. Descripción del sistema de certificación.
Concluido el ensamble e instalación del gasificador, cada sistema del gasificador
“Powerhearth” deberá ser evaluado completamente, asegurando la integridad estructural del
sistema, análisis del gasificador, seguridad de funcionamiento, análisis del gas producido y
sus valores caloríficos (incluyendo pruebas a todos los elementos auxiliares). Cada prueba
debe supervisarse de forma independiente y certificar todos los resultados anotando cada
prueba, duración y resultados, de la forma siguiente:
Prueba 1: 24 horas sin parar. Integridad estructural y desempeño (goteras, etc.)
Prueba 2: 24 horas sin parar. Prueba y análisis del gas. Pruebas de ceniza, rango de
consumo y de flujo del gas, verificación de la prueba y ajustes.
Prueba 3: 1 000 horas sin parar, pruebas de funcionamiento incluyendo la carga del motor,
si se requiere.
Cada prueba que resulte exitosa recibirá una certificación por parte de la empresa,
reportando las diversas pruebas y resultados. Una copia de la prueba acompañara al
certificado del gasificador durante su viaje hasta su destino final. De esta forma, el
certificado original es parte de la documentación. Una copia es enviada al propietario y
vendedor para su aprobación antes de ser autorizado su embarque.
5.4.5.1. Prueba del motor y alternador.
Se realiza una prueba completa para verificar el funcionamiento del motor y alternador y
deberá certificarse su funcionamiento ya que cada motor es específicamente para el
109
proyecto planteado. Durante las pruebas en la fábrica, cada motor es vinculado al
dinamómetro a través del manejo de un árbol de pruebas y es ligado a los siguientes
sensores:
1. Temperatura del agua.
2. Temperatura del agua después del enfriamiento (for separate circuit aftercoolers).
3. Presión del agua.
4. Presión del aceite.
5. Temperatura del aceite.
6. RPM del motor.
7. Tempertura de salida.
8. Presión del Turbo boost.
9. Temperatura del aire.
10. Presión del gas.
11. Delta T camisa de salida y entrada de agua.
12. Emisiones de salida.
13. Presión del gas combustible.
Para cada unidad se medirá y verificará su funcionamiento en los siguientes aspectos:
1. Ineficiencia a alta velocidad.
2. Ineficiencia a baja velocidad.
3. Medición de los parámetros de energía a los que fue vendido el gasificador.
4 Caballos de fuerza a carga completa y curva de caballos de fuerza.
5. Torque y curva del torque.
Cada unidad será examinada, se realizará un reporte completo por escrito y se guardarán el
número de serie del motor, numero de trabajadores y personas que llevaron acabo el
examen. Cada motor será probado por un periodo de ocho horas a carga completa.
110
5.4.5.1.1. Certificación del motor y alternador.
La certificación contará con la siguiente información:
1. Prueba certificada de cromatografía y calorimetría del Gas.
2. Reacondicionamiento del certificado. Estos son completados por ITR verificando las
medidas reportadas en los informes.
3. Prueba certificada del motor.
4. Prueba certificada de la carga del motor/ alternador.
5. Certificado de funcionamiento eléctrico.
6. Seguridad certificada de la protección del motor.
7. Certificado de aceptación del cliente.
8. Certificado de responsabilidad y defectos.
5.4.6. Fases para la entrega del equipo.
La planta de gasificación se proporciona completamente, la cual incluye todos sus
componentes que han sido examinados, y después una serie de componentes que integraron
las pruebas ampliamente descritas.
Una vez terminado el periodo de operación y predeterminación, el sistema es apagado y
examinado y si es necesario reajustado de tal forma que logre alcanzar los parámetros
óptimos de funcionamiento.
En la entrega del gasificador, se realizarán las siguientes pruebas:
Prueba 1 - 24 horas sin parar, se verifican los valores de control e integración.
Prueba 2 - 100 horas Sin parar, el funcionamiento debe probar las especificaciones
requeridas por el cliente.
111
Asimismo se incluirán dos dibujos del sistema con todas las especificaciones y
procedimientos de cómo fue construido.
Los operadores entrenados inician con la instalación del sistema, encendido y evolución del
proceso de acuerdo a lo especificado. Se promueve que los operadores que se encargarán de
la inspección del gasificador participen en todas las operaciones de ensamble. En cuanto a
la capacitación del operador, no será considerado completamente capacitado si esté no
participa en todas las fases encomendadas.
5.4.7. Garantía de funcionamiento.
El “Powerhearth” es un sistema de gasificación de biomasa, diseñado para convertir
biomasa combustible en gas. El gas puede ser utilizado en numerosas aplicaciones
incluyendo combustible para motores, quemadores y turbinas. Es un sistema automatizado,
que puede ser monitoreado y/o controlado manualmente o a distancia.
La correcta alimentación y manipulación del gasificador de acuerdo al manual de operador,
será garantía para producir un gas de calidad suficiente para generar la electricidad y/o
calor requerido.
El gasificador y sus componentes auxiliares están garantizados libre de defectos y
totalmente operable para realizar las operaciones encomendadas.
Como una expresión de confianza del fabricante, si dentro del primer año después de estar
funcionando y si el dueño y el fabricante están de acuerdo que el “Powerhearth” y el
Sistema Automatizado del “Powerhearth” no ha funcionado bajo las especificaciones
indicadas, el fabricante reparará o remplazará el defecto o fallo del componente a cuenta
del fabricante.
Se debe tomar nota que la garantía total de por vida no está relacionada con la garantía de
funcionamiento, de tal forma que también va dentro del funcionamiento encomendado.
112
5.4.8. Precio y términos de venta del Powerhearth 750.
Como se describió anteriormente la empresa ofrece un proyecto integral, que incluye el
proyecto de ingeniería, servicios de planeación en el sitio y supervisión del proyecto, todo
integrado: Por un total de US $ 890 000 o su equivalente en moneda nacional, que en este
caso es de $ a 9, 576, 400.00.
5.4.8.1. Términos de venta.
Los términos de venta que propone la empresa International Innovations Incorporated,
están establecidos en los tres puntos siguientes:
1. La primera etapa, será en la ejecución y aceptación del contrato, en donde se
tendrá que entregar el 25% de la cantidad que ampara el contrato.
2. La segunda etapa será, el recibo y aceptación de la certificación del equipo
antes de embarcarlo, para lo cual se requerirá se entregue otro pago de 25% de la
cantidad que ampara el contrato.
3. La tercera etapa consiste en que una vez que ha sido concluido el trabajo se
realizará un balance del contrato después de haber hecho una auditoria, para
determinar si existe la aplicación de algún cargo o crédito adicional.
Por último mencionan que existe una parte de “aditamentos” para “propósitos
excepcionales” que se puede incluir y de ser así, tendrá que ser necesario revisarla antes de
aceptar la propuesta que anteriormente se describió.
113
5.4.9. Obra civil e infraestructura necesaria.
De acuerdo con la literatura y las indicaciones del proveedor los gasificadores a nivel
mundial no necesitan de una infraestructura sofisticada para su instalación, es decir en
cuanto a protección a la lluvia, granizo, radiación solar, nevadas, etc. Se ha documentado
que un tejado de dos aguas es suficiente para proteger al equipo de los factores
anteriormente mencionados, se necesita de un espacio abierto con ventilación suficiente
para evitar posibles intoxicaciones por las emisiones de monóxido de carbono del
gasificador. Para el piso es necesario colocar un piso de concreto para darle una estabilidad
al gasificador, evitar encharcamientos de agua, accidentes y posibles daños por oxidación
de la planta de gasificación.
La superficie necesaria para el gasificador es de 128 m2 (8m. x 16m), lo anterior se basa en
la información proporcionada por el fabricante donde señala que esta área será suficiente
para el gasificador; ya que se instala en línea el sistema de enfriamiento y depuración del
gas ambos ocupan una longitud de ocho metros, el espacio que ocupa el motor y alternador
es de una longitud de tres metro, se adiciona un metro de longitud para las líneas de
seguridad en ambos extremos, en total es necesario una longitud doce metros.
Adicionalmente debe contemplarse el espacio para la cámara de torrificación, ya que este
sistema es el encargado de entregar la materia prima al gasificador, por lo que cuatro
metros adicionales de longitud son suficientes.
En cuanto al ancho del espacio, está basado en las dimensiones del gasificador y sus
elementos complementarios, ocupando 6.75 metros a lo cual debe sumarse la superficie
necesaria para las escaleras de acceso, en total se necesitan ocho metros de ancho para todo
el sistema.
En cuanto al sistema electrónico de monitoreo, esté se colocará dentro de los 128m2
destinados a todo el sistema, el fabricante será el encargado de decidir su ubicación.
114
La altura del tejado se calcula en cuatro metros y considera que el gasificador y la torre de
torrificación estará libre de obstáculos.
La cotización hecha a la empresa BRISOL S.A. de. C.V. ubicada en el estado de Tlaxcala,
para la construcción de esta obra arrojó un costo de $ 61 100 pesos, esto incluye material,
mano de obra y diseño.
5.4.10. Operadores.
La compañía fabricante indica que para operar el gasificador no necesitan operadores
especializados, ya que está completamente automatizado y cuenta con alarmas para indicar
algún problema en el proceso o la intromisión de algún agente extraño dentro del área de
operación, tan solo se recomiendan realizar una inspección periódica en intervalos de ocho
a doce horas. Para asegurar el buen funcionamiento del equipo, se asignará una persona a
cargo para su constante vigilancia, considerando que estará de planta en el tablero de
monitoreo.
5.4.11. Mantenimiento.
Los fabricantes recomiendan para el equipo de gasificación un mantenimiento preventivo,
el cual incluye la revisión del aceite del motor y el estado del generador, además se
recomienda revisar el sistema de retiro de cenizas, lo anterior se realiza en alrededor de 30
minutos aproximadamente y se deberá realizar diariamente.
5.5. Impuesto por importación de maquinaria y equipo.
Para determinar el monto de los impuestos generados por importar el equipo de
gasificación de biomasa y equipos auxiliares, se solicitó una cotización a empresas
dedicadas a realizar este tipo de trámites. De acuerdo a la consulta realizada a la empresa
Corporativo Aduanal Premier S. C., con sede en la Ciudad de Veracruz., Veracruz, señaló
115
que dentro de los costos que se generarían en la importación del equipo, se debe considerar
un contenedor, el cual será transportado vía mar, y los demás equipos importados desde
Estados Unidos, indicando al respecto, que en caso de que la importación la realice una
empresa privada la fracción arancelaria que la Ley de la Tarifa del Impuesto General de
Importación dice que este tipo de mercancías se manejará en la siguiente fracción F.A.
8405.10.99 ADVALOREM (ARANCEL) 15%, es decir el 15% del valor del producto
importado.
La información proporcionada por el fabricante que envió la cotización menciona que
partes del gasificador vendrán de Estados Unidos, Australia y algunas muy posiblemente de
México, por lo que el traslado del gasificador originará gastos adicionales por maniobra
aduanal y transporte, por lo tanto a sugerencia del agente aduanal se recomienda que se
agregue un 5% más sobre el valor de los equipos para cubrir los gastos de transporte,
maniobras y representación aduanal.
Para realizar la importación de los equipos, el despacho aduanal requiere la siguiente
información:
1. Acta constitutiva de la empresa.
2. Registro Federal del Contribuyente.
3. Alta del domicilio en hacienda.
4. Comprobante de domicilio.
5. Poder notarial de representación legal.
Para realizar la importación de los equipos el despacho aduanal requiere los siguientes
documentos:
1. Copia de la factura comercial.
2. Copia de la lista de empaque.
3. Conocimiento marítimo original (en caso de trasportarse vía marítima).
4. Certificado de origen original.
5. Permiso previo de importación emitido por la Secretaria de Economía.
116
5.6. Evaluación financiera del proyecto.
5.6.1. Definición de la situación actual o sin proyecto.
El aserradero continúa consumiendo la electricidad suministrada por la Comisión Federal
de Electricidad, a corto plazo, esta situación no indica la inversión en activos que sean
cambiados en la renovación de los sistemas de cableado o en la contratación de un
transformador de mayor capacidad.
El aserrín producido continuará ocupando un gran espacio en la empresa y seguirá
vendiéndose a bajo costo a compradores locales para diversos usos, representando un
ingreso mínimo para la empresa.
5.6.2. Definición de la situación con proyecto.
El proyecto contempla utilizar los subproductos del aserradero como es el aserrín para la
generación de energía eléctrica a través del proceso de gasificación de biomasa con la
intención de sustituir el suministro eléctrico que actualmente la Comisión Federal de
Electricidad provee al aserradero.
Con lo anterior se prevé que el aserradero genere su propia energía necesaria para sus
procesos, quedándole como opción la posible venta de electricidad a Comisión Federal de
Electricidad durante las horas que no opera el aserradero para recuperar sus costos de
inversión
5.6.2.1. Descripción física y operativa del proyecto.
Como se calculó anteriormente en el apartado del proceso de gasificación de biomasa,
descrito en el apartado 3.2.1 y los componentes generales y específicos del gasificador de
biomasa que fue descrito en los apartados 3.2.4 y 4.4.4 , del presente trabajo,. el gasificador
de biomasa “Powerhearth 750” cubre las necesidades energéticas del aserradero, ya que
117
tiene una capacidad de generar 750 kW-h de potencia, y además se tiene contemplado que
trabaje 2920 horas, tiemponecesario para abastecer de energía al aserradero en horas de
trabajo. No se tendrán problemas para abastecer la materia prima del gasificador ya que los
datos que arrojó el cálculo de materia prima indican autosuficiencia para su operación.
5.6.2.2. Determinación del importe de inversiones en activo fijo (Anexo 4).
La cotización de los equipos se realizaron en el mes de septiembre del 2007, además de
realizar varias consultas a personal de empresas fabricadoras de gasificadores de biomasa
vía Internet, consultores internacionales del Banco Mundial y profesores universitarios de
los Estados Unidos. Solo se obtuvo respuesta de dos empresas dedicadas a construir
gasificadores, uno de ellos se dedica a la construcción de gasificadores de biomasa con
fines de generación de energía eléctrica, la segunda empresa sólo produce equipos para
gasificación con fines de generación de energía calorífica.
En el Cuadro 32 se muestra el costo del gasificador el cual tiene un monto total de $USD
890 000.00, para la conversión a pesos mexicanos, se consideró como base a la cotización
del dólar del día 10 de octubre del 2007, estando la paridad establecida en 10.76 pesos
mexicanos por dólar americano.
En lo correspondiente al terreno se cotizó el costo por metro cuadrado, y se obtuvo una
diversidad de precios de acuerdo a la ubicación del terreno, aunque se trató de que los
terrenos cotizados estuvieran lo más cercanos al aserradero para tener un precio de
referencia más aproximado. Como resultado se obtuvo un precio de $ 50.00 pesos por
metro cuadrado, por lo tanto el costo de inversión por los metros cuadrados a utilizar
asciende a: $ 6 400.00 pesos.
118
Cuadro 32: Resumen de la cotización y cálculo de inversión en activos fijos.
Concepto Proveedor Costo ($)
Equipo de gasificación. (Incluye
asesoría técnica en el proyecto de
ingeniería antes de la instalación,
instalación, capacitación, monitoreo
del sistema y garantía)
3i (International Innovations
Incorporated
1128 Max Gray Road
Plainfield, Vermont
05667
U.S.A.
9 576 400.00
Terreno 6 400.00
Acondicionamiento del terreno 25 600.00
Obra civil 37 500.00
Cabina de control 20 000.00
Imprevistos 1% ( porcentaje basado
en el total de activos invertidos) 96 609.00
Total 9 762 509.00
El cálculo de activos diferidos (estudio técnico, instalación del gasificador, capacitación del
personal, asesoría, certificación y puesta en marcha), no se incluyen en la cálculo de estos
activos (Cuadro 33 y Anexo 4) ya que el paquete que ofrece la compañía que cotizó el
gasificador incluye los activos diferidos antes mencionados. El único activo diferido
incluido en la cotización es el costo que se genera a partir de la tasa de importación
equivalente al 15% del valor del sistema de gasificación, en su totalidad este activo
asciende a $ 1 436 460.00 pesos y se agrega un 5% de imprevistos por concepto de
servicios de importación. Esto se debe a que los costos de transportación de los
componentes es variable de acuerdo a su origen.
Para los activos fijos y activos diferidos se consideró un periodo de inversión
correspondiente a un año (Anexo 5). El proyecto permite considerar este periodo
relativamente corto, para algunos casos se utiliza un periodo de dos años.
119
Cuadro 33: Resumen de la cotización y cálculo de inversión en activos diferidos tasa y
servicios de importación.
Concepto Costo ($)
Tasa de importación 15%. (basado en
el precio de venta del gasificador)
1 436 460.00
Imprevistos por servicios de
importación 5% ( transporte,
movimiento en aduanas, basado en el
precio de venta del gasificador)
239 410.00
Total 1 915 280.00
5.6.2.3. Calculo de necesidades de inversión en capital de trabajo.
Además de las inversiones en activos fijos, se requiere capital de trabajo para poner en
funcionamiento la inversión realizada. Este cálculo establece una seguridad para que el
proyecto no se detenga o retrase, esto evitará condiciones adversas para el proyecto o
situaciones que comprometan su buen funcionamiento y rentabilidad.
Se considera que el aserradero ya cuenta con suficiente materia prima para el gasificador,
ya que ha acumulado una cantidad importante de aserrín durante el tiempo que ha trabajado
el aserradero, por lo que no es necesario comprarlo en otros aserraderos o industrias
cercanas.
En cuanto a la mano de obra que se encargará de la supervisión del gasificador, la empresa
cuenta con personal que puede ubicar fácilmente por un tiempo definido para la supervisión
del equipo, por lo que la empresa no requiere de la contratación de personal adicional.
El fabricante sugiere que una persona, ya sea el mismo encargado del área de producción o
cualquier otro subordinado a él, se encargue de las revisiones periódicas del gasificador,
por lo tanto, sólo se requiere la asignación de una tarea adicional al personal que supervise
el gasificador.
120
Como el sistema cuenta con un dispositivo de alarma a distancia, el celular conectado al
sistema le notificará al encargado del desperfecto que exista en el gasificador. Con el
objetivo de verificar el correcto funcionamiento y por ser un equipo que no tiene
antecedentes de trabajo en México, se le asigna una persona para su inspección en el día
(Cuadro 34) el cálculo parte del sueldo normal de $ 100.00 pesos por día de trabajo, un día
de trabajo consta de 10 horas.
Cuadro 34: Capital de trabajo por concepto de mano de obra
Concepto Número de
horas/año
Costo por
hora ($) Total ($)/año
Operador
2920 10.00 29 200.00
Se agrega un 1.5 % por gasto de mantenimiento preventivo y correctivo anual sobre el valor
del gasificador, cabe mencionar que la garantía del primer año cubre cualquier desperfecto
sobre los componentes mayores y electrónicos, además el fabricante ofrece una garantía de
por vida al gasificador en descomposturas o fallas de fabricación de los componentes
mayores. El 1.5 % se agrega por conceptos de descomposturas en el sistema de monitoreo
automatizado (sistema eléctrico), limpieza general del gasificador, cambios en los filtros
del sistemas de purificación del gas, falla de válvulas u otros componentes menores,
lubricantes para el motor e imprevistos. El porcentaje se basa en recomendaciones hechas
por el fabricante y datos de evaluaciones realizadas por FIRCO (2007) en sistemas de
autogeneración de energía por medio de biogás. Además para imprevistos generales se
agrega un 1% anual sobre el valor del gasificador.
Considerando lo anterior el capital de trabajo (Cuadro 35) se calculó para el periodo de un
año equivalente a 2920 horas de trabajo del aserradero y se determinó mediante la fórmula
siguiente:
121
NCT= CPD (NDR)
Donde:
NCT= Necesidades de capital de trabajo.
CPD= Costo por hora de producción.
NDR= Número de Horas por rubro de costo.
Cuadro 35: Capital de trabajo por número de horas de los costos y gastos para un año
de trabajo.
Concepto Número de
horas/año
Costo por
hora ($) Total ($)/año
Materia prima
2920 0.00 0.00
Mano de obra 2920 10.00 29 200.00
Refacciones y
mantenimiento 2920 163.979 143 646.00
Imprevistos 2920 32.795.00 95 764.00
Total 268 610.00
Así, el capital de trabajo fue estimado en $ 268 610.00 por año (Anexo 8). La metodología
utilizada para el cálculo del capital de trabajo se basó en la utilizada por Sánchez (2004)
perteneciente a NAFIN-OEA (1992). Cabe aclarar que en la corrida financiera se utilizó
sólo el capital necesario para los tres meses correspondientes a un año de trabajo y que se
utilizarán en el periodo dos de la evaluación financiera Por lo que aparecerá como capital
de trabajo la cantidad de $ 67 182.00 equivalente al 25% del capital de trabajo total para un
año (Anexo 9).
5.6.2.4. Identificación y cuantificación de costos y beneficios.
Si bien el proyecto puede buscar el financiamiento de fuentes externas, como bancos o
apoyos financieros de instituciones de gobierno que tienen programas para el desarrollo de
fuentes alternas de energía renovable, la evaluación financiera parte del supuesto de que el
productor invirtió la totalidad de la inversión del mismo (Anexo 11), además de incluir el
122
costo de mantenimiento; esto se hace con la finalidad de hacer más clara la rentabilidad del
proyecto en cuanto a la inclusión de este componente. Lo anterior se basa en evaluaciones
financieras realizadas por FIRCO a través del programa FONAGRO que es un instrumento
del Gobierno Federal para acceder a servicios financieros de proyectos productivos que
puedan tener un impacto socioeconómico.
5.6.2.5. Construcción de los flujos de caja.
5.6.2.5.1. Proyección de ingresos y costos anuales.
Se realizó la proyección de ingresos y costos para ambas situaciones, con o sin proyecto,
esto con el fin de determinar el flujo incremental que se utilizará en la determinación de
indicadores de rentabilidad (Anexo 18).
Las bases con las que se determino la proyección son las siguientes:
El total de las inversiones en activo fijo.
La depreciación en línea recta durante un periodo de 10 años. Equivalente a
la vida útil del gasificador. Esto se determinó con base a la revisión
bibliográfica realizada y estándares internacionales de países que han
utilizado los gasificadores de biomasa.
La tasa de Impuesto Sobre la Renta (ISR) 32 % y 10% de la Participación de
los Trabajadores a las Utilidades (PTU) equivalente.
No se proyecta la utilización de créditos para la inversión realizada.
5.6.2.5.2. Proyecciones de flujo de efectivo.
Se determino el flujo de efectivo para el primer año de trabajo (Anexo 10). Como egreso se
tomó la parte del costo del sistema de gasificación de biomasa (todo lo que incluye el
paquete cotizado), el capital de trabajo proyectado para un año de trabajo, la inversión en
activos fijos y diferidos (Anexo 4).
123
En cuanto a ingreso se consideró pertinente establecer un ingreso por sustitución respecto al
consumo de energía eléctrica, se establece dentro de la cotización que el gasificador no baja
de un rendimiento del 80-83% en promedio, tal rendimiento coincide con 616.17 Kw/h que
es el requerimiento de potencia de la empresa o su equivalente anual de: 1 799 216.4 kw/h
(Anexo 10 y 14).
Con base en la revisión bibliográfica la tarifa promedio del 2006 era de $ 0.80 Kw/h,
basados en el aumento del 15% promedio anual que reporta la CONCAMIN de la tarifa
eléctrica industrial, se estableció una tarifa promedio de $ 0.92 pesos el Kw/h para el año
2007 o su equivalente en costo anual de $ 1 655 279.09 pesos anuales. La tarifa coincide
prácticamente con los $0.90 pesos utilizada por FIRCO en la evaluación del generador
eléctrico a partir del biogás. Los flujos de fondo calculados, estado de resultados,
proyecciones proforma se muestran con mayor detalle en los Anexos 10, 12, 13 y 14
respectivamente.
5.6.2.6. Determinación de los indicadores de rentabilidad (Anexo 19a, 19b, 19c).
Los resultados que arrojan los indicadores de rentabilidad del proyecto muestran tendencias
negativas, los resultados se analizan por separado y se desarrollan con mayor detalle en los
siguientes apartados.
5.6.2.6.1. Valor actual Neto o Valor actual Presente.
El valor Actual Neto o Valor Actual Presente equivalente a – 3 782 077, por lo que a los
criterios de decisión expuestos en la revisión bibliográfica, se obtuvo un valor menor a
cero, por lo tanto el proyecto se considera como no viable.
La tasa de actualización utilizada para el cálculo del VAN o VPN fue del 12% anual, la
cual corresponde a la tasa real que debe pagar un proyecto por un financiamiento, aunque
124
se proyectó sin un crédito por instituciones financieras se considera que la inversión debe
tener un rendimiento similar a la de un banco.
La tasa que se utiliza para descontar los flujos corresponde a una tasa real, esto se hace para
que exista correspondencia con los flujos calculados, ya que los flujos anuales son
contantes, es decir, no incluyen inflación. (Sánchez, 2004).
5.6.2.6.2. Tasa Interna de Retorno.
Para el cálculo de este indicador se utilizó el flujo de efectivo conforme a las tablas
proporcionadas por el Centro de Desarrollo Agroempresarial y a la metodología utilizada
por Sánchez (2004). La memoria de cálculo se presentan en los Anexos, 18, 19a, 19b, 19c
.
El resultado de la TIR arroja un resultado del 2%. La regla de decisión establece que si
esta es menor a la Tasa Mínima Requerida de Rendimiento, entonces el proyecto no se
acepta. Para este proyecto se consideró como Tasa Mínima Requerida de Rendimiento a la
Tasa de actualización utilizada equivalente al 12%. Al comparar ambas se observa que la
TIR es menor, por lo tanto el proyecto se considera como no viable.
5.6.2.6.3. Relación Beneficio/Costo
Para obtener este indicador se actualizan por separado los flujos de ingresos y egresos
incluyendo la inversión que genera el proyecto en los diez años (Anexos 19a, 19b, 19c).
Aplicando la fórmula de relación beneficio costo propuesta por Sapag y Sapag (2000) y
realizada por Sánchez (2004) con lo cual se obtuvo una Relación Beneficio/Costo igual a
0.68. Por lo tanto, al aplicar la regla de decisión de este indicador se menciona que si se
obtiene una TIR menor a 1 el proyecto se considera como no viable.
125
5.6.2.6.4. Recuperación de la Inversión.
Conforme a los cálculos realizados y la proyección hecha al proyecto (Anexo 16) se obtiene
que la inversión se recupera al décimo año, al aplicar la formula de FONEP utilizada por
Sánchez (2004) se obtiene que la inversión se recupera al año diez. Aunque la regla de
decisión de este indicador no establece un parámetro estricto de decisión. Sánchez (2004)
menciona que por sentido común la recuperación de la inversión debiera ser menor a la
vida útil de la inversión. En el caso de este proyecto la inversión se recupera hasta el
décimo año de trabajo, lo que nos indica que la recuperación de la inversión es demasiado
larga.
126
6. CONCLUSIONES.
Los indicadores financieros demuestran que la instalación de un gasificador de biomasa
para la generación de electricidad en una industria de aserrío como la que se tomó para el
estudio de caso para realizar este proyecto no es viable. Las condiciones de la industria
forestal, y en general las condiciones energéticas de México aún no son aptas para enfrentar
proyectos de esta magnitud.
Los impuestos arancelarios de importación correspondientes al 15% del valor del equipo
representan un alto costo de inversión, lo que dificulta aún más la viabilidad financiera del
proyecto
Bajo las condiciones en las que se evaluaron y que corresponden a los escenarios normales
de trabajo del aserradero, se observa que no son aptos para la operación de estos equipos.
Las condiciones de trabajo del gasificador en la que fue evaluado financieramente
corresponden al 33% de su capacidad instalada, bajo este ritmo de trabajo no es viable
enfrentar una inversión de esta magnitud en la compra de estos equipos.
Los resultados de los indicadores de rentabilidad arrojaron resultados negativos, la TIR real
de 2% la regla de decisión marca que un valor menor a la tasa de actualización, (en este
caso del 12%) por lo que es un proyecto no viable.
La VAN o VPN es equivalente a – 3 782 077 es menor a cero, considerando la regla de
decisión indica que el proyecto no es viable.
La relación B/C es equivalente a 0.68%, la regla de decisión indica que una R B/C menor a
1 indica que es un proyecto no viable.
127
Como la recuperación de la inversión es al décimo año se considera que el proyecto no es
viable, para tomar una decisión con respecto a este parámetro se toma como referencia que
este valor debe ser menor al periodo evaluado en la evaluación financiera.
128
7. RECOMENDACIONES.
Para el desarrollo y viabilidad financiera de estos equipos generadores de energías
renovables actualmente apoyados a nivel mundial para combatir la mitigación de los
efectos de cambio climático, es recomendable el desarrollo de políticas y estrategias que
permitan ser más accesibles estos equipos a las industrias forestales de México.
Se recomienda una política de estímulos fiscales en la importación de estos equipos ya que
permitiría que la inversión sea menor y más rentable a un periodo menor de tiempo. De no
desarrollarse estas política la importación de equipos que no se encuentran en México
resulta demasiado costosa para las condiciones de las industrias forestales.
Se recomienda el desarrollo de investigaciones dentro de México que permitan la
construcción de estos equipos, con esto la dependencia de tecnología extranjera se reduciría
en gran medida y permitiría un desarrollo mayor para la industria forestal mexicana. La
reapropiación de tecnología a condiciones locales del país permitiría un mayor grado de
desarrollo tecnológico, económico y social a un bajo costo de inversión.
Otro medida que se recomienda para impulsar el desarrollo de la gasificación de biomasa,
es la coordinación de la industria privada, Gobierno en sus tres niveles e Institutos de
Investigación y Enseñanza como son las Universidades, esto permitiría la inversión en
investigaciones de gran interés nacional como lo es el desarrollo de fuentes alternas de
energía que mitiguen los efectos de cambio climático. Para lo anterior existe el Fondo
CONAFOR-CONACYT que otorga recursos económicos para las líneas de investigación
de las universidades vinculadas con el sector industrial privado, ejidal o comunal, el
aprovechamiento de estos recursos seria un detonante para iniciar proyectos de inversión
que se propone en esta tesis
La integración de productores forestales en cadenas productivas o clusters es altamente
recomendable ya que permitiría que las inversiones en estos equipos sean atractivas y
rentables bajo las condiciones que se encuentra la industria forestal de México.
129
Para que el equipo de gasificación de biomasa para la generación de energía eléctrica tenga
una posibilidad de ser rentable financieramente, se recomienda que el 61% del tiempo que
el gasificador permanece inactivo sea utilizado para la generación de energía eléctrica, pero
esto sólo será posible hasta que se establezca un precio de compra por parte del CFE a
productores externos de energía. La Ley por el momento no permite que productores
externos comercialicen la energía de forma particular, en países europeos es posible la
venta de energía eléctrica de empresas privadas a consumidores.
Es prioritario y altamente recomendable que se establezca para la comercialización de
energía en México una reforma energética integral, que permita a particulares y ejidatarios
dueños de terrenos forestales comercialicen de forma directa con el consumidor la energía
generada por medio de estos equipos y de otros existentes en el mercado
130
8. BIBLIOGRAFÍA CITADA
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135
9. ANEXOS.
Anexo 1: Mapa del Estado de Tabasco donde se muestra la ubicación de la empresa.
Fuente: Calzada, 2007
MALOCALIZACIÓN DEL
PROYECTO PARA LA
INSTALACIÓN DEL
GASIFICADOR
136
Anexo 2: Plano de microlocalización del proyecto para la instalación del gasificador de biomasa
Predio "La Bonita".
Reserva.
Carretera a Emiliano Zapata.
Laguna Nueva Esperanza
Nueva E
spera
nza.
El Cedral.
Camino del Cedral.
Fuente: Calzada 2007
137
Anexo 3: Plano de microlocalización del proyecto en el aserradero para la instalación del gasificador de biomasa
Fuente: Calzada, 2007
138
Anexo No 4: Presupuesto de Inversión.
CONCEPTOS DE INVERSIÓN TOTAL
A ACTIVOS FIJOS 9,762,559
1 Terrenos 6,400
2 Acondicionamiento del terreno 25,600
3 Obra civil 37,500
4 Maquinaria principal 9,576,400
8 Equipo de Oficina Cabina de control 20,000
SUBTOTAL 9,665,900
9 Imprevistos (1% del total de activos fijos) 96,659
B ACTIVOS DIFERIDOS 1,675,870
1 Impuesto de importación 1,436,460
2 Imprevistos por servicios de importación (5% del valor de
la máquina principal) 239,410
C CAPITAL DE TRABAJO 67,182
D TOTAL 11,505,611
Anexo 5: Calendario de Inversión.
CONCEPTOS PERÍODO
TOTAL 1º
A ACTIVOS FIJOS 9,762,559 - 9,762,559
1 TERRENOS 6,400 - 6,400
2 ACONDICIONAMIENTO DEL TERRENO 25,600 - 25,600
3 OBRAS CIVIL 37,500 - 37,500
4 MAQUINARIA PRINCIPAL 9,576,400 9,576,400
5 MOBILIARIO Y EQUIPO DE OFICINA CABINA DE CONTROL 20,000 20,000
5.1 Mobiliario - - -
5.2 Equipo de oficina - - -
5.3 Equipo de computo - - -
SUB TOTAL DE ACTIVOS FIJOS 9,665,900 - 9,665,900
6 IMPREVISTOS (3% de total de A.F.) 96,659 - 96,659
B ACTIVOS DIFERIDOS 1,675,870 - 1,675,870
1 IMPUESTO DE IMPORTACION 1,436,460 - 1,436,460
2 IMPREVISTO POR SERVICIOS DE IMPORTACIÓN (5% DEL VALOR DEL
EQUIPO) 239,410 - 239,410
C CAPITAL DE TRABAJO 67,182 67,182
D TOTAL 11,505,611 11,505,611
Se considera que la inversión se haga en un periodo correspondiente a un año. Eventualmente la inversión se
realiza en dos años pero el proyecto permite que se haga en un periodo más corto.
139
Anexo 6: Valor de reposición Anual - Valor Residual- Valor de Reposición.
CONCEPTOS VALOR INICIAL
PERIODO DE VIDA (AÑOS)
DEPRECIACIÓN ANUAL
VALOR RESIDUAL
(VIDA Econ.)
VALOR REPOSICIÓN
TEC. ECO. VALOR %
A ACTIVOS FIJOS 9,665,900 964,390
1 Terrenos y
acondicionamiento 32,000
2 Obra civil 37,500 10 10 3,750 10% - 37,500
3 Maquinaria principal 9,576,400 10 7 957,640 10% 2,872,920 6,703,480
4 Mobiliario y equipo de
oficina 20,000 3,000
4.1 Mobiliario 4,000 10 10 400 10% - 4,000
4.2 Equipo de oficina 6,000 10 10 600 10% - 6,000
4.3 Equipo de cómputo 10,000 5 4 2,000 20% 2,000 8,000
B ACTIVOS DIFERIDOS 1,675,870 10 10 167,587 10%
1 Tasa de Importación 15% 1,436,460
2
Imprevistos por servicios de importación (5% del
valor de la máquina principal)
239,410
C TOTAL 11,341,770 1,131,977
Anexo 7: Valor de rescate o residual- de los conceptos de inversión y re inversión
CONCEPTOS VALOR INICIAL
AÑO DE ULTIMA
ADQUISICIÓN
PERÍODO DE USO
DEPRECIA. ANUAL
DEPRECIA. TOTAL
VALOR DE
RESCATE
1 Terreno y acondicionamiento 32,000 32,000
2 Obra civil 37,500 10 10 3,750 37,500 -
3 Maquinaria principal 9,576,400 10 7 957,640 6,703,480 2,872,920
4 Mobiliario y equipo de oficina 20,000
7.1 Mobiliario 4,000 10 10 400 4,000 -
7.2 Equipo de oficina 6,000 10 8 600 4,800 1,200
7.3 Equipo de computo 10,000 10 10 2,000 20,000 - 10,000
A TOTAL 2,896,120
140
Anexo 8: Presupuesto de costo de operación.
Anexo 9: Presupuesto incremental de trabajo.
CONCEPTOS
OPERACIÓN
CAPACIDAD INICIAL CAPACIDAD PLENA
75% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
2 3 4 5 6 7 8 9 10
A COSTOS DE OPERACIÓN 201,458 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610
B CAPITAL DE TRABAJO* 67,182 67,153 67,153 67,153 67,153 67,153 67,153 67,153 67,153
C CAPITAL INCREMENTAL DE TRABAJO 67,182 - 29 - - - - - - -
CONCEPTOS
Capacidad inicial
CAPACIDAD PLENA
75% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
2 3 4 5 6 7 8 9 10
A COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN 21,900 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200
5 Mano de Obra 21,900 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200
B COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN 179,558 239,410 239,410 239,410 239,410 239,410 239,410 239,410 239,410
3 Mantenimiento de la planta 107,735 143,646 143,646 143,646 143,646 143,646 143,646 143,646 143,646
4 Otros 71,823 95,764 95,764 95,764 95,764 95,764 95,764 95,764 95,764
C COSTOS DE OPERACIÓN (A+B+C+D) 201,458 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610
141
Anexo 10: Flujo de fondo y determinación del capital de trabajo para el primer año de operación.
CONCEPTOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 TOTAL
A INGRESOS TOTALES 144,837 144,837 144,837 144,837 144,837 144,837 144,837 144,837 144,837 144,837 144,837 144,837 1,738,043
Producción del producto "A" 149,935 149,935 149,935 149,935 149,935 149,935 149,935 149,935 149,935 149,935 149,935 149,935 1,799,216
Precio del producto "A" 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92
Valor de la produc.del producto "A" 137,940 137,940 137,940 137,940 137,940 137,940 137,940 137,940 137,940 137,940 137,940 137,940 1,655,279
Otros ingresos por ventas 6,897 6,897 6,897 6,897 6,897 6,897 6,897 6,897 6,897 6,897 6,897 6,897 82,764
B COSTOS DE OPERACIÓN 22,394 22,394 22,394 22,394 22,394 22,394 22,394 22,394 22,394 22,394 22,394 22,394 268,728
C. V. DE OPERACIÓN 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 29,316
Mano de Obra 2,443.0 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 2,443 29,316
C.F. DE OPERACIÓN 19,951 19,951 19,951 19,951 19,951 19,951 19,951 19,951 19,951 19,951 19,951 19,951 239,412
Mantenimiento de la planta 11,971 11,971 11,971 11,971 11,971 11,971 11,971 11,971 11,971 11,971 11,971 11,971 143,652
Otros 7,980 7,980 7,980 7,980 7,980 7,980 7,980 7,980 7,980 7,980 7,980 7,980 95,760
C FLUJO DE FONDOS 122,443 122,443 122,443 122,443 122,443 122,443 122,443 122,443 122,443 122,443 122,443 122,443 1,469,315
D FLUJO DE FONDOS ACUMULADOS 122,443 244,886 367,329 489,772 612,215 734,658 857,101 979,544 1,101,986 1,224,429 1,346,872 1,469,315
142
Anexo 11: Determinación de los montos del recurso financiero
CONCEPTOS
INVER. FINANCIAMIENTO
TOTAL RECURSOS CRÉDITO
PROPIOS % VALOR
A ACTIVOS FIJOS 9,762,559 9,762,559 -
1 Terrenos 6,400 6,400 0% -
2 Acondicionamiento del terreno 25,600 25,600 0% -
3 Obra civil 37,500 37,500 0% -
4 Maquinaria principal 9,576,400 9,576,400 0% -
5 Cabina de operación Mobiliario y
equipo de oficina 20,000 20,000 0% -
6 Imprevistos 96,659 96,659 0% -
B ACTIVOS DIFERIDOS 1,675,870 1,675,870 -
C CAPITAL DE TRABAJO 67,182 67,182 0% -
D TOTAL 11,505,611 11,505,611 -
E PARTICIPACIÓN PORCENTUAL 100% 100% 0%
143
Anexo 12: Presupuesto de Ingresos.
CONCEPTOS UNIDADES
CAPACIDAD INICIAL CAPACIDAD PLENA
75% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
2 3 4 5 6 7 8 9 10
A Producción del producto
"A" Kw/h
1,349,412
1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216
D Precio del producto "A" $/Kw/h 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92
G Valor de la produc.del
producto "A" $. 1,241,459 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279
J VALOR TOTAL DE LA
PRODUCCÍON $. 1,241,459 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279
k Otros ingresos por ventas $. 62,073 82,764 82,764 82,764 82,764 82,764 82,764 82,764 82,764
L INGRESOS TOTALES $. 1,303,532 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043
144
Anexo 13: Estado de resultados y ganancias.
CONCEPTOS OPERACIÓN
2 3 4 5 6 7 8 9 10
A INGRESOS TOTALES 1,303,532 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043
1 Valor de la producción del producto "A"
(CNº 8J) 1,241,459 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279 1,655,279
5 Otros ingresos (CNº 8K ) 62,073 82,764 82,764 82,764 82,764 82,764 82,764 82,764 82,764
B COSTOS TOTALES 1,330,435 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587
1 Costos de operación (CNº 6E) 201,458 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610
2 Depreciación de activos fijos (CNº 3A) 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390
3 Amortización de activos diferidos (CNº 3B) 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587
C UTILIDAD BRUTA ANTES DE IMP. Y PTU
(A-B) - 26,903 340,456 340,456 340,456 340,456 340,456 340,456 340,456 340,456
D I.S.R.* (32% de C) - 8,609 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946
E P.T.U (10% de C) - 2,690 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046
F UTILIDAD NETA DISPONIBLE (C - D - E) - 15,603 197,464 197,464 197,464 197,464 197,464 197,464 197,464 197,464
G DIVIDENDOS (80% de F) - 12,483 157,971 157,971 157,971 157,971 157,971 157,971 157,971 157,971
H UTILIDADES NO DISTRIBUIDAS (F-G) - 3,121 39,493 39,493 39,493 39,493 39,493 39,493 39,493 39,493
145
Anexo 14: Flujo de efectivo o Flujo de caja. Análisis Pro-Forma Proyectados
CONCEPTOS PERÍODO DE ANÁLISIS DEL PROYECTO
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
A INGRESOS TOTALES EN EFECTIVO 11,505,611 1,303,532 2,785,418 4,108,208 5,276,678 6,445,147 7,613,617 8,782,087 9,950,557 11,119,027
1 Ingresos totales por ventas (CNº 8L) 1,303,532 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043
2 Aportaciones de socios (CNº 12A) 11,505,611 -
8 Saldo en caja del año anterior (CN° 17F) -
1,047,376 2,370,165 3,538,635 4,707,105 5,875,575 7,044,044 8,212,514 9,380,984
B EGRESOS TOTALES EN EFECTIVO 11,505,611 268,639 257,282 411,601 411,601 411,601 411,601 411,601 411,601 411,601
1 Inversiones en activos fijos (CNº 2A) 9,762,559 -
2 Inversiones en activos diferidos (CNº 2B) 1,675,870 -
3 Capital incremental de trabajo (CNº 2C y 7C) 67,182 67,182 -29 - - - - - - -
5 Costos de operación (CNº 6E) 201,458 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610
8 I.S.R. (CNº 16D) - 8,609 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946
9 PTU. (CNº 16E) - 2,690 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046
10 IVA pagado
C FLUJO DE EFECTIVO (A - B) - 1,034,893 2,528,136 3,696,606 4,865,076 6,033,546 7,202,016 8,370,486 9,538,956 10,707,425
D RESTITUCIÓN DEL APOYO
E DIVIDENDOS (CNº 16G) - 12,483 157,971 157,971 157,971 157,971 157,971 157,971 157,971 157,971
F SALDO FINAL EN CAJA (C - D - E) 1,047,376 2,370,165 3,538,635 4,707,105 5,875,575 7,044,044 8,212,514 9,380,984 10,549,454
146
Anexo 15: Balance General de Inversiones
CONCEPTOS PERÍODO CONCEPTOS PERÍODO
1º 1º
A ACTIVOS FIJOS (CNº . 2A) 9,762,559 E PASIVO FIJO (CN°. 12C) 0
1 Terrenos y acondicionamiento 32,000
1 Crédito a largo Plazo
0
2 Obra civil 37,500
No se utilizó crédito a largo plazo
3 Maquinaria principal 9,576,400
7 Mobiliario y equipo de oficina 20,000
8 Otros activos (imprevistos) 96,659
B ACTIVOS DIFERIDOS (CNº. 2B) 1,675,870
F CAPITAL CONTABLE
11,505,611
1 Estudios 1,436,460
1 Aportación de socios (CN°. 12A)
11,505,611
2 Constitución de la empresa 239,410
C CAPITAL DE TRABAJO (CNº. 2C) 67,182
D TOTAL DE ACTIVOS 11,505,611
G PASIVO + CAPITAL CONTABLE
11,505,611 -
147
Anexo 16: Periodo de recuperación de la inversión.
CONCEPTOS PERÍODO DE ANÁLISIS DEL PROYECTO
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
A INVERSIÓN INICIAL TOTAL (CNº.
1C) 11,505,610.50
B UTILIDAD NETA TOTAL (CNº. 20D) 1,116,494.24 1,326,441 1,326,441 1,326,441 1,326,441 1,326,441 1,326,441 1,326,441 1,326,441
C FLUJO DE FONDOS ACUMULADOS 1,116,494.24 2,442,936 3,769,377 5,095,818 6,422,259 7,748,701 9,075,142 10,401,583 11,728,024
Anexo 17: Presupuestos de costos totales de producción (MP) - Ingresos Totales (MP) – Volumen de producción (TM) –
Punto de Equilibrio (PE).
CONCEPTOS
PERIODO DE OPERACIÓN DEL PROYECTO
CAPACIDAD INICIAL CAPACIDAD PLENA
75% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
2 3 4 5 6 7 8 9 10
A COSTOS VARIABLES TOTALES (CVT) 21,900 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200
1 Costos variables de operación (CN° 6A) 21,900 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200 29,200
B COSTOS FIJOS TOTALES (CFT) 1,308,535 1,368,387 1,368,387 1,368,387 1,368,387 1,368,387 1,368,387 1,368,387 1,368,387
1 Costos fijos de operación (CN° 6C) 179,558 239,410 239,410 239,410 239,410 239,410 239,410 239,410 239,410
3 Depreciacion anual de activos fijos (CN° 3A) 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390 961,390
4 Amortización anual de activos diferidos (CN° 3B) 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587 167,587
C COSTOS TOTALES DE PRODUCCIÓN (A + B) 1,330,435 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587 1,397,587
D VOLUMEN. DE PRODUCCIÓN (VP) (CN° 8A) 1,349,412 1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216 1,799,216
E INGRESOS TOTALES (IT) (CN° 8L) 1,303,532 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043 1,738,043
F P.E. VALOR DE VENTAS
PEVV = CFT/(1-(CVT / IT) 1,330,894 1,391,769 1,391,769 1,391,769 1,391,769 1,391,769 1,391,769 1,391,769 1,391,769
G P.E. VOLUMEN DE PRODUCCIÓN
PEVP = PEVV / (IT/VP) 1,377,737 1,440,755 1,440,755 1,440,755 1,440,755 1,440,755 1,440,755 1,440,755 1,440,755
H P.E. % SOBRE LA CAP. EN FUNCIONAMIENTO
PEPCF = (PEVV / IT) 100 102% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 80%
148
Anexo 18: Presupuestos de costos totales de producción (MP) - Ingresos Totales (MP) – Volumen de producción (TM) –
Punto de Equilibrio (PE)
CONCEPTOS
PERÍODO DE ANÁLISIS DEL PROYECTO
1 INSTALACIÓN
2 3 4 5 6 7 8 9 10
OPERACIÓN
A COSTOS CON EL PROYECTO
(CT) 11,505,611 190,158 411,572 411,601 411,601
411,601
411,601
411,601
411,601
411,601
1 Inversión en activos fijos
(CNº2A) 9,762,559
2 Inversión en activos dif. (CNº2B) 1,675,870
3 Capital increm. Trabajo (CNº 2C
y 7C) 67,182
29
4 Costos de operación (CNº6E) 201,458 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610 268,610
5 I.S.R. (CNº16D) - 8,609 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946 108,946
6 PTU. (CNº. 16E) - 2,690 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046 34,046
B BENEFICIOS CON EL PROYECTO
(BT) 1,303,532
1,738,043
1,738,043 1,738,043
1,738,043
1,738,043
1,738,043 1,738,043
2,794,835
1 Ingresos totales (CNº8L) 1,303,532 1,738,04
3 1,738,043 1,738,043
1,738,043
1,738,043
1,738,043
1,738,043 1,738,04
3
2 Recuperación del C.T. (CNº7C) 67,153
3 Valor de rescate (CNº5A) 989,640
C FLUJO DE FONDOS (B -A) - 11,505,611 1,113,374 1,326,47
0 1,326,441 1,326,441 1,326,441 1,326,441 1,326,441 1,326,441
2,383,234
D INVERSIÓN INICIAL TOTAL 11,695,769
149
Anexo 19a: Indicadores de rentabilidad.
VALOR DE LOS INDICADORES EN EXCEL
PERIODO BASE
0 1
A VALOR ACTUAL DE LOS BENEFICIOS 9,253,859 8,262,374
B VALOR ACTUAL DE LOS COSTOS 13,500,985 12,054,451
C VALOR ACTUAL NETO (VAN) -4,247,126 -3,792,077
D RELACIÓN BENEFICIO COSTO (B/C) 0.685 0.685
E TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) 2% 2%
Anexo 19b: Indicadores de rentabilidad.
CALCULO DE LOS INDICADORES POR LA METODOLOGIA TRADICIONAL USANDO EXCEL:
PERIODO BASE 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
TASA DE ACT 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12
FACTOR DE ACTUALIZ. (FA) 0.8929 0.7972 0.7118 0.6355 0.5674 0.5066 0.4523 0.4039 0.3606 0.3220 (1+r)^-n
COSTOS TOTALES ACT (CTA) 10,272,867 151,593 292,949 261,580 233,554 208,530 186,188 166,239 148,428 132,525 12,054,451
BENEFICIOS TOTALES ACT (BTA) - 1,039,168 1,237,104 1,104,558 986,212 880,546 786,202 701,966 626,756 899,862 8,262,374
VAN - 3,792,077
RBC 0.685
Anexo 19c: Indicadores de rentabilidad.
DETERMINACIÓN DE LA TIR POR TANTEO E INTERPOLACION: TANTEO
PERIODO BASE 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
TASA DE ACT 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12
FACTOR DE ACTUALIZ. (FA) 0.8929 0.7972 0.7118 0.6355 0.5674 0.5066 0.4523 0.4039 0.3606 0.3220
COSTOS TOTALES ACT (CTA) 10,272,867 151,593 292,949 261,580 233,554 208,530 186,188 166,239 148,428 132,525 12,054,451
BENEFICIOS TOTALES ACT (BTA) - 1,039,168 1,237,104 1,104,558 986,212 880,546 786,202 701,966 626,756 899,862 8,262,374
VAN - 3,792,077
RBC 0.69