Estandarización de costos para proyectos de captura de metano en rellenos sanitarios Gabriel Blanco, Estela Santalla. Facultad de Ingeniería UNCPBA Nombre del contacto: Gabriel Blanco Organización: Facultad de Ingeniería - Universidad Nacional del Centro de la Provincia de Buenos Aires Dirección Postal: Av. Del Valle 5737. (7400) Olavarría. Argentina Teléfono: 54-2284-451055 Fax: 54-2284-451055 E-mail: [email protected]

RESUMEN TÉCNICO La materia orgánica contenida en los residuos sólidos urbanos depositados en los rellenos sanitarios se descompone a través del tiempo generando biogás o “gas de relleno sanitario”. Este gas está constituido mayoritariamente por metano y dióxido de carbono, además de poseer características tóxicas es una potencial fuente de energía. Para el desarrollo de este tipo de proyectos resulta necesario disponer, además del conocimiento sobre la tecnología de captura y posterior utilización, algunos indicadores que aporten a la evaluación económica-financiera relacionada al aprovechamiento del biogás como recurso energético. La falta de experiencia en proyectos de este tipo en Argentina hace que no se disponga de parámetros técnicos y económicos locales lo cual dificulta la toma de decisión en relación al aprovechamiento de este recurso renovable. En este trabajo se realizó una estandarización de los costos de inversión y de operación y mantenimiento a partir de valores obtenidos de experiencias desarrolladas en Dinamarca, Polonia, Indonesia, Uruguay (Maldonado) y Argentina (Olavarría) y también en base a estudios de factibilidad llevados a cabo para futuros proyectos a implementar en Brasil, Uruguay, Colombia, Perú y México. También se consideraron en forma comparativa los estándares establecidos por la U. S. Environmental Protection Agency (1996) y por el Intergovernmental Panel of Climate Change (1996). Se establecieron costos estandarizados de inversión de capital y de operación y mantenimiento. Los primeros incluyeron: los costos de la obra civil, del sistema de recolección y extracción del biogás, de los sistemas de transporte y tratamiento, de ingeniería, los costos de los equipos de generación para el caso de generación de electricidad y el de transporte del biogás en caso del uso directo. También se incluyeron los costos del ciclo de proyecto del Mecanismo de Desarrollo Limpio. La estandarización de los costos se aplicó al cálculo y evaluación de los siguientes parámetros económico-financieros: valor presente neto (VPN), tasa interna de retorno financiera (FTIR) y costo de la energía, todos ellos en función de la escala del proyecto en un rango comprendido entre 50.000 y 500.000 toneladas anuales de residuos depositados. El análisis se realizó para tres alternativas posibles, la destrucción del gas en una antorcha sin recuperación energética, la generación de electricidad y el uso directo para la producción de energía térmica. Se consideró en todos los casos la comercialización en el

mercado internacional de carbono de los certificados de reducción de emisiones (CERs) que se generan a partir de las actividades del proyecto y los valores actuales de comercialización de la energía, tanto eléctrica como térmica, en el mercado mayorista. Los resultados obtenidos muestran la utilidad de la estandarización de costos como una herramienta ágil para determinar la alternativa de utilización óptima y su rentabilidad en función de la escala de los proyectos, de los precios de comercialización de la energía y del valor de comercialización de los CERs. Por último, los resultados obtenidos confirman que la sustentabilidad económica de los proyectos de recuperación de gas de relleno sanitario en Argentina muestra que para proyectos de pequeña y hasta mediana escala será muy difícil de lograr a los precios actuales de comercialización de la energía y de los créditos de carbono. INTRODUCCIÓN La captura del biogás de los rellenos sanitarios no es una práctica que se realice en Argentina básicamente por dos razones: desde el punto de vista legal no existe obligación de construir rellenos sanitarios y menos aún de capturar el gas generado, si bien se recomienda para la deposición de los residuos sólidos urbanos el control del sitio y de los líquidos lixiviados con la finalidad de asegurar condiciones sanitarias adecuadas. Al respecto, la Resolución 1143 del año 2002 emitida por la Secretaría de Política Ambiental de la Provincia de Buenos Aires normaliza los recaudos mínimos a cumplimentar en las plantas de disposición de residuos sólidos urbanos y establece el punto diferencial de tratamiento normativo y operativo entre una carga diaria a disponer hasta 50 toneladas y una mayor a 50 toneladas. Para este último caso, establece que “...se deberá diseñar, construir, operar y mantener un sistema de extracción pasivo de los gases generados en el relleno sanitario y cuando exista factibilidad técnico-económica, y a criterio de la Autoridad de Aplicación, se implementará un sistema de extracción activo que permita su tratamiento o recuperación para la producción de energía”. En segundo lugar, el valor de venta de la energía en Argentina se encuentra altamente deprimido en comparación con otros países de la región como Uruguay y Brasil, y más aun en comparación con países europeos y Estados Unidos. Esto redunda en que los proyectos de generación de energía a partir del gas de los rellenos sanitarios sea una alternativa económicamente inviable o de escaso interés económico por el momento. En Argentina se han desarrollado hasta el momento dos proyectos de captura de gas de relleno sanitario (GRS), ambos sin aprovechamiento energético; ellos son el de Villa Domínico (a cargo de una empresa holandesa tanto para el desarrollo de la ingeniería del proyecto como para la provisión de tecnología) y el de Olavarría (promovido por la Municipalidad de Olavarría y desarrollado por la Facultad de Ingeniería de la UNCPBA). Ambas iniciativas se han desarrollado en el marco del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), lo que permitirá incorporar recursos por la comercialización de los CERs generados por la mitigación del gas metano. Uno de los primeros pasos para el desarrollo de proyectos de captura de metano es establecer la factibilidad técnico-económica de esta actividad. Desde el punto de vista técnico, la provisión de tecnología y del know how puede estar facilitada a través del MDL ya que éste es uno de sus objetivos para promover el desarrollo de proyectos de mitigación de gases de efecto invernadero en países en vías de desarrollo. Desde el punto de vista económico, es necesario disponer de herramientas que permitan realizar las primeras estimaciones de los diferentes costos involucrados en el proyecto. La posibilidad de contar con estándares para realizar estudios preliminares es una alternativa de sumo interés ya que permite efectuar análisis de sensibilidad para diferentes escenarios de proyecto.

En el presente trabajo se determinaron estándares para los costos de inversión de capital y de operación y mantenimiento de tal manera de generar una herramienta que permita estimar y analizar la factibilidad económica de proyectos de captura de metano en rellenos sanitarios para diferentes tamaños de proyecto y precios variables de la energía y de los CERs. METODOLOGÍA La estandarización de costos se llevó a cabo para tres alternativas de utilización del biogás capturado: a) la combustión del biogás sin aprovechamiento energético b) el uso directo de energía térmica para sustitución de gas natural o envasado c) la generación de energía eléctrica La metodología utilizada para la elaboración de los estándares para los costos de inversión de capital (CC) y los de operación y mantenimiento (O&M) se basó en primer lugar en la recopilación de información referida a: a) la cantidad total de RSU depositados en un determinado sitio b) la tasa anual de generación de RSU c) la tasa de generación de GRS d) la potencia total instalada e) la tasa de generación eléctrica anual f) los costos de la obra civil, de construcción del sistema de recolección y captura del gas, el sistema de transporte y tratamiento del gas, los costos del diseño y de ingeniería, los costos del equipamiento para la generación eléctrica y los costos vinculados al uso directo como gas g) los costos de operación y mantenimiento Esta información fue recopilada a partir de experiencias recogidas de proyectos en operación (Johannessen, 1999) como el de Dinamarca, Polonia y Uruguay (Maldonado), proyectos en construcción como Indonesia y Argentina (Olavarría) y estudios de factibilidad de proyectos a implementar en Brasil, Uruguay, Colombia, Perú y México (SCS, 2005). Los costos de capital CC se definieron como la suma de los costos de la obra civil, de los costos de construcción del sistema de recolección y captura del gas, del sistema de transporte y tratamiento del gas y los costos del diseño y de ingeniería. Para la alternativa de generación de electricidad se sumó el costo del equipamiento para la generación eléctrica y para la opción de producción de energía térmica se agregó el costo vinculado al transporte del gas mediante un gasoducto de 5 km de extensión. Los costos de operación y mantenimiento O&M se obtuvieron para algunos casos de los valores reportados directamente como tales (World Bank, 2003) mientras que en otros se obtuvieron a partir de un coeficiente obtenido de los costos reportados y la energía anual producida adoptando un valor de 0.018 (U$S/kW-h/año), coincidente por lo reportado en el estudio de factibilidad de Uruguay (SCS, 2005). En todos los casos la estimación del potencial de generación de GRS se realizó en base al modelo de Canyon Scholl el cual asume que la generación de metano es una función cinética de primer orden, ignorando las primeras etapas de la actividad bacteriana. Este modelo asume que la generación de biogás presenta un pico al inicio de su disposición luego de un tiempo de retardo despreciable durante el cual se alcanzan las condiciones anaeróbicas y luego decrece exponencialmente (cinética de primer orden) a medida que se consume el contenido de materia orgánica del residuo (Blanco, 2004).

Los valores estándar se definieron en U$S por ton/año de residuo dispuesto en el relleno y se obtuvieron como la relación entre los costos de capital o de O&M y la tasa de generación anual de RSU. En función de la información obtenida de la USEPA (1996) y del IPCC (1996) se calcularon los correspondientes estándares (también en U$S/(ton/año) para los CC y O&M. Los valores obtenidos se correlacionaron con las correspondientes tasas de generación y se adoptó un modelo basado en una ecuación potencial como la mejor expresión para el ajuste de los valores reales. La Figura 1 muestra para cada uno de las alternativas evaluadas el ajuste de los estándares de CC con el tamaño del proyecto. De la misma manera, la Figura 2 indica el ajuste de los costos de O&M con una ecuación también de forma potencial. Los rótulos en negro indican los estándares según USEPA e IPCC.

30

20 15 10 5

60

std CC (U$S/ton)

25

std CC (U$S/ton)

std CC (U$S/ton)

Electricidad

Energía térmica

Combustión 30

25 20 15 10 5

50 40 30 20 10 0

0 0

200

400

600

800

0

1,000

0 0

200

mil ton/año

400

600

800

200

400

1,000

600

800

mil ton/año

mil ton/año

Figura 1. Ajuste de los valores reales de CC con el tamaño del proyecto Energía Térmica

Combustión

y = 39.939x R2 = 0.47

3.00 2.00 1.00 0.00

-0.2933

y = 15.976x R2 = 0.47

1.40 1.20 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20

200

400

600

mil ton/año

800

1,000

y = 9.9848x -0.2933 R2 = 0.47

0.80 0.60 0.40 0.20 0.00

0.00

0

1.00

Std O&M (U$S/ton)

-0.2933

Std O&M (U$S/ton)

Std O&M (U$S/ton)

Electricidad 1.60

4.00

0

200

400

600

mil ton/año

800

1,000

0

200

400

600

800

1,000

mil ton/año

Figura 2. Ajuste de los valores reales de costos de O&M con el tamaño del proyecto

Los indicadores económicos utilizados para evaluar la factibilidad económica fueron el valor actual neto (VAN), la tasa de retorno financiera (FTIR, permite independizar el análisis del valor de la tasa de descuento considerada) y el costo de la energía. Este último parámetro se calculó en base a: a) los costos totales b) la tasa de descuento (15%) c) el período del proyecto (21 años) d) la tasa de generación anual de GRS e) un factor que representa los kWh generados por volumen de GRS capturado f) las horas operativas anuales del sistema Como ingresos al proyecto se consideraron la comercialización de los CERs generados por la captura de metano (tomando como factor de calentamiento global para el metano el valor 21) y los ingresos por la venta de energía. Para determinar el flujo de fondos básico de cada alternativa se utilizaron los siguientes valores:

1,000

a) precio base de venta de la energía eléctrica: 0.0126 US$/kWh (precio actual en el mercado mayorista) b) precio base de venta del gas: 0.0005 US$/MJ (precio actual en el mercado mayorista) c) precio base de venta de CERs: US$ 5/ton CO2e d) tasa de descuento: 15% anual e) vida útil del proyecto: 21 años También se incluyeron para la estimación del flujo de fondos los costos del ciclo de proyecto dentro del MDL estableciendo los siguientes valores: a) U$S 85.000 que incluyen los costos de validación, de transacción iniciales y la registración del proyecto b) U$S 5.000 anuales durante el ciclo de vida del proyecto en carácter de costos anuales de verificación A partir de la estandarización de los costos para las tres alternativas evaluadas, se realizó un análisis de sensibilidad en función de: a) la escala del proyecto: desde 50.000 hasta 500.000 ton/año b) el precio de venta de la electricidad: desde 0.0126 hasta 0.06 u$S/kWh c) el precio de venta del gas: desde 0.0053 hasta 0.003 U$S/MJ d) el precio de venta de los CERs: entre 5 y 8 U$S/ton CO2e RESULTADOS El análisis de los resultados se realiza desde un enfoque netamente económico-financiero y no se incluye la ponderación de los impactos ambientales por la contribución a la mitigación del cambio climático y el uso de fuentes alternativas de energía. Se considera para el análisis el efecto del precio de los CERs y de la energía en función del tamaño del proyecto considerando como tal la tasa de generación anual de residuos. A tal efecto se considera proyecto pequeño a todo aquel que se corresponde con una tasa de generación anual de residuos inferior a 200.000 ton. Esto es equivalente a considerar ciudades con menos de 500.000 hab., que pueden considerarse ciudades intermedias y que según el último censo del año 2001 resultan mayoritarias en Argentina ((Lindemboim, 2003). Esta clasificación si bien es lógica y coincide con reportes censales y de estudios geo-económicos no está en concordancia con la escala de proyectos definida por el MDL a través de la Junta Ejecutiva, ya que el mecanismo considera proyectos de pequeña escala a todos aquellos que reduzcan menos de 15.000 toneladas anuales de CO2e o que no excedan una capacidad de generación de energía renovable de 15 GWh (CDM, 2005) lo que en términos de generación de residuos equivaldría aproximadamente a una población de 100.000 habitantes (asumiendo una tasa de generación de aproximadamente 0.8 kg/hab.día). En la Figura 3 se muestran los costos de capital y los costos de operación y mantenimiento para cada una de las alternativas de recuperación y aprovechamiento energético del GRS evaluadas.

6000

Costos de Capital, mil U$S

5000

4000 Combustión Energía Térmica

3000

Electricidad 2000

1000 0 0

100

200

300

400

500

600

mil ton/año

450 400 Costos O&M, mil U$S

350 300 Combustión

250

Energía Térmica 200

Electricidad

150 100 50 0 0

100

200

300

400

500

600

mil ton,año

Figura 3. Variación de los CC y de O&M con el tamaño del proyecto para las tres alternativas estudiadas

La recuperación del GRS sin aprovechamiento energético es una actividad indispensable desde el punto de vista de la calidad ambiental, pero si no se incluye dentro del MDL resultan económicamente difíciles los esfuerzos de mitigación ya que la economía de un proyecto de este tipo comienza a ser significativa para valores del CER superiores a 7 U$S/tonCO2e considerando proyectos de pequeña escala (Fig. 4a). Para el caso de proyectos de uso del GRS como energía térmica (Fig. 4b), la viabilidad es levemente superior tomando la comercialización del gas al precio mayorista actual que es 0.0053 U$S/MJ y considerando valores del CER superiores a 7 U$S/tonCO2e para proyectos de pequeña escala.

Para los proyectos de generación eléctrica (Figura 4c), se requiere de un valor del CER de al menos 7 U$S/tonCO2e para que la FTIR sea positiva, no siendo viables los proyectos de pequeña escala a los valores actuales de la energía eléctrica. 25% a 20% CER=U$S 5

TIRF

15% 10%

CER=U$S 6

5%

CER=U$S 7

0% CER=U$S 8 -5% -10% 0

100

200

300

400

500

600

m iles de ton/año

30% b

TIRF

20% 10%

CER=U$S 0

0%

CER=U$S 5

-10%

CER=U$S 6

-20%

CER=U$S 7

-30%

CER=U$S 8

-40% 0

100

200

300

400

500

600

m iles de ton/año

10% c 5% CER=U$S 0 0%

TIRF

CER=U$S 5 -5% CER=U$S 6 -10% CER=U$S 7

-15%

CER=U$S 8

-20% -25% 0

100

200

300

400

500

600

miles de ton/año

Figura 4. Variación de la TIRF con el tamaño del proyecto para las opciones de a)Combustión, b) Energía térmica, c) Generación eléctrica

A los valores actuales de comercialización de la energía la Figura 5 muestra que hasta 200.000 ton anuales es económicamente indistinto quemar el GRS o utilizarlo para producción de energía térmica. CER=U$S 5 0.0126 U$S/kWh 0.0005 U$S/MJ 15.00% 10.00%

Combustión en antorcha

TIRF

5.00%

Energía térmica

0.00% -5.00%

Energía eléctrica

-10.00% -15.00% 0

100

200

300

400

500

600

miles de ton/año

Figura 5. Comparación de opciones de uso del GRS a los valores actuales de comercialización de la energía en el mercado mayorista

Si se comparan las alternativas de generación de energía a diferentes opciones del valor del kWh y el MJ (Figura 6) se observa que la producción de energía térmica tiene una mejor tasa interna de retorno aunque la opción no mejora significativamente para proyectos pequeños aún incrementando el valor del MJ de gas en 4 veces el valor actual. Para la generación eléctrica, ni aún un incremento del 60% del valor actual de la electricidad hace económicamente viable el aprovechamiento de este recurso renovable al menos para proyectos de hasta 400.000 ton anuales. Energía térmica vs. Electricidad CER=U$S 5

25% 20%

Energía térmica, 0.0010 U$S/MJ

15%

TIRF

10% Energía térmica, 0.0020 U$S/MJ

5%

ELect, 0.0126 U$S/kWh

0% -5%

Elect, 0.020 U$S/kW

-10% -15% 0

200

400

600

mil ton/año

Figura 6. Comparación de alternativas de aprovechamiento del GRS a diferentes escenarios de comercialización de la energía

En cuanto al análisis del flujo de fondos, se observa de la Figura 7 que a partir del modelo desarrollado con los costos estándares, la generación eléctrica comienza a ser económicamente viable para proyectos superiores a las 400.000 ton anuales de residuos mientras que la combustión en antorcha y la producción de energía térmica resultan opciones por el momento demasiado costosas como para que surjan proyectos de esta naturaleza. Apenas el MDL alcanza a cubrir parte de los costos no siendo significativo el aporte por la venta de los CERs a los precios que actualmente se han acordado algunos contratos en la región. CER=U$S 5 0.0126 U$S/kWh 0.0005 U$S/MJ

4,000

VAN, mil U$S

3,000 2,000 1,000 0 -1,000 -2,000 0

100

200

300

400

500

600

mil ton/año Combustión en antorcha

Energía térmica

Generación eléctrica

Figura 7. Flujo de fondos para un ciclo de vida de 21 años para tres opciones de aprovechamiento del GRS

0.0030

0.050

0.0025

0.040

0.0020 Electricidad 0.0015

0.030

0.0010

0.020

Energía térmica

600

500

400

0.0000 300

0.000 200

0.0005

100

0.010

Costo anualizado de la energía, U$S/MJ

0.060

0

Costo anualizado de la energía, U$S/kWh

En la Figura 8 se analiza la variación del costo de la energía. Los valores obtenidos muestran una tendencia decreciente a medida que aumenta el tamaño de los proyectos pero con diferencias superiores al 60% para los proyectos de pequeña escala.

ton/año

Figura 8. Variación del costo anualizado de la energía en función del tamaño del proyecto

CONCLUSIÓN La estandarización de costos resulta una herramienta útil para la realización estudios preliminares de proyectos de captura y utilización de LFG. Bajo las condiciones actuales en Argentina en relación al precio de la energía en el mercado mayorista los proyectos de recuperación y utilización de biogás de relleno sanitario no resultan económicamente viables para los proyectos pequeños y de mediana escala (considerando como tal a los relacionados con ciudades de tamaño intermedio – entre 5000 y 500.000 habitantes. En este contexto, la combustión del biogás capturado (sin recuperación energética) resulta la alternativa más sustentable al menos para proyectos menores a las 200,000 ton anuales y a valores del CER de U$S 5/ton CO2e. De no calificar los proyectos pequeños dentro del MDL resultarían dificultosos los proyectos de mitigación de metano en rellenos sanitarios. Aún el tratamiento de recuperación y combustión resulta una alternativa costosa para proyectos pequeños. Para que sea viable el uso directo del biogás en proyectos pequeños (inferiores a 100.000 ton/año) se requiere un aumento de tres veces del precio actual de comercialización del gas en el mercado mayorista. La comercialización de los Certificados de Reducción de Emisiones puede contribuir a reducir la brecha económica aunque hasta el momento los costos del ciclo de proyecto resultan altos para proyectos de pequeña escala , es decir aquellos que generan menos de 15 GWh o reducen menos de 15.000 ton anuales de CO2e. Para esta escala de proyecto se requieren valores de comercialización de CERs superiores a U$S 7/ton CO2e. A este valor del CER la sustentabilidad económica de proyectos de generación eléctrica mejora para tamaños superiores a las 200.000 ton anuales. REFERENCIAS Blanco G., Santalla E. (2004). Captura y utilización del Gas de Relleno Sanitario en Argentina: un análisis económico. CD de la Conferencia Técnica Internacional “Rellenos Sanitarios para América Latina” de la Internacional Solid Waste Association. Buenos Aires, Centro de Exposiciones de La Rural, 8-10 Marzo 2004. CDM Executive Board. (2005) http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies Johannessen, L.M. (1999). Guidance Note on Recuperation of Landfill Gas from Municipal Solid Waste Landfills. Urban Development Division. Urban Waste Management thematic Group. Working Paper Series 4. The International Bank for Reconstruction and Development. The World Bank. Lindemboin, J. y Kennedy D. (2003) Continuidad y cambios en la dinámica urbana de Argentina. VII Jornacas de Población. AEPA. Tafí del Valle, 6-8 noviembre 2003. SCS. (2005). Pre-Freasibility Studies for LFG-to-Energy at Selected Landfills. SCS Environmental Consultants. The World Bank. The World Bank. (2003). Handbook for the preparation of Landfill Gas to Energy projects in Latin American and The Caribbean. Report Ref. No. 19366 (6) U. S. Environmental Protection Agency (1996). Turning a Liability into and Asset: A Landfill Gas-to-Energy Project Development Handbook. Landfill Methane Outreach Program US Environmental Protection Agency. Intergovernmental Panel of Climate Change (1996). Technologies, Policies and Measures for Mitigating Climate Change. IPCC Technical Paper I.