4. evaluaciÓn tecno-econÓmica del proceso de...

Capítulo 4

Sebastián Galera 34

4. EVALUACIÓN TECNO-ECONÓMICA DEL PROCESO DE

REFORMADO Y REFORMADO AUTOTÉRMICO DE

GLICERINA CON AGUA SUPERCRÍTICA.

4.1. MODELADO DEL PROCESO

Para llevar a cabo la evaluación tecnoeconómica se precisa conocer los flujos de masa

y energía dentro de los límites del sistema para calcular los costes fijos y los costes de

operación. Para este propósito, se utiliza Aspen Plus, con los esquemas de proceso ya

explicados y detallados en el capítulo 3 (Fig.3.3 y 3.4).

4.2. ANÁLISIS DE COSTES SCWR

4.2.1. Balance de materia y energía del SCWR

La Tabla 4.1 muestra el resumen de los balances de materia y energía de la planta

estudiada

Consumo de energía (kW) Flujos de materia de entrada (kg/h)

P1 44,8 Gly 1000,0

P2 0,1 W 2774,9

P3 0,0 Air 3865,6

P4 0,0 CW01 20009,9

P5 0,2

FAN1 12,4

FAN2 12,8

R -0,1

Energía obtenida (kW) Flujos de materia de salida (kg/h)

TURB -788,7 G4 5029,2

PSA -3,3 CW5 20009,9

H2 58,6

SW 2552,6

NETO -721,83 0,00

Tabla 4.1. Balance de materia y energía del proceso de reformado con agua supercrítica optimizado

Capítulo 4


4.2.2. Costes fijos SCWR

El coste total de inversión se puede dividir en dos: costes directos y costes indirectos.

Los costes directos son debidos a elementos concretos de la instalación [1].

Los costes directos se pueden desglosar a su vez en costes asociados a:

• Equipos:

o Adquisición de los equipos

o Materiales asociados a la instalación de los equipos (cimentación, tuberías,

instalación eléctrica, controladores, pintura, etc.

o Mano de obra asociada a la instalación de equipos

• Edificios de procesos

• Instalaciones auxiliares:

o De servicios (vapor, aire comprimido, agua de refrigeración…)

o Edificios auxiliares

• Terreno:

o Compra del terreno

o Urbanización del terreno

Los costes indirectos se deben a:

• Equipos:

o Transporte de los equipos a la planta

o Seguros asociados a los equipos

o Impuesto aplicado a la venta del equipo

• Ingeniería

• Construcción:

o Maquinaria y herramientas de construcción, carreteras auxiliares…

o Salarios del personal de la obra

Capítulo 4


• Honorarios del contratista

• Contingencias

• Gastos legales (patentes y licencias)

La inversión de una planta química depende en gran medida del coste en capital fijo,

que suele estimarse a partir del coste total de los equipos del proceso [1]. Algunos de

los métodos de estimación del capital fijo por factores son:

- Método de Lang: que estima el coste total de la planta con un multiplicador,

que varía según la planta, al coste total de los equipos, por ejemplo FLang = 4.74

para plantas con fluidos

- Método de Hand: este método es una ampliación del anterior y consiste en

aplicar un factor multiplicador FHand a cada equipo del proceso de forma

individual. Por ejemplo, para las soplantes, su factor multiplicador es de 2.5. De

manera que el coste total es la suma de los costes modificados de cada equipo.

- Método de Cran: este método es igual que el anterior, pero añade dos

términos más al coste total de la planta. Uno relacionado con la

instrumentación y otro con los costes indirectos

- Método de Chilton

En este caso se ha optado por éste último debido a su simplicidad y que es más

completo que los otros métodos. Esté método pondera el valor de los costes de la

instalación con una serie de factores a partir del coste total de los equipos.

El método de Chilton es un método mediante el cual puede extrapolarse el coste de un

sistema completo a partir del coste de los equipos principales del proceso [2] y estimar

la inversión fija total con un error de 10-15% del valor real, por la selección cuidadosa

de los factores dentro del rango dado.

Los factores de Chilton provienen del estudio de numerosos procesos químicos

existentes, los más utilizados se muestran en la Tabla 4.2:

Capítulo 4


Costes Directos Factores de costo

Equipos 1

Instrumentación 0,1*Cequipo

Impuestos de ventas 0,03 * Cequipos

Transporte 0,05 * Cequipos

Costes Directos de la instalación Factores de costo

Cimentación 0,12 * Cdirectos

Obra civil 0,4 * Cdirectos

Electricidad 0,01 * Cdirectos

Red de tuberías 0,3 * Cdirectos

Aislante 0,01 * Cdirectos

Pintura 0,01 * Cdirectos

Costes Indirectos de la instalación Factores de costo

Ingeniería 0,10 * Cdirectos

Gastos de Construcción 0,10 * Cdirectos

Honorarios del contratista 0,10 * Cdirectos

Puesta en marcha 0,01 * Cdirectos

Pruebas de funcionamiento 0,01 * Cdirectos

Contingencia 0,03 * Cdirectos

Factores de coste

Costes directos totales tangibles 1

Costes directos totales intangibles 0,1

Imprevistos 0,1

Tabla 4.2. Factores del método de Chilton

Para el cálculo de los equipos del proceso, se utilizará el software CAPCOST [3].

CAPCOST es un programa que estima los costes fijos de un proceso. Introduciendo la

capacidad, presión y temperatura de operación, área de intercambio necesaria,

material de construcción y otros parámetros, el programa estima el coste total de un

equipo instalado de un proceso químico partiendo de unos costes base. La ecuación

que utiliza el software es la siguiente:

�� = �� ∙ ��

�

∙ � ∙ �� ∙ ��

donde:

Ca : coste del equipo a calcular

Capítulo 4


Cb : coste del equipo conocido

Aa : Parámetro del equipo de coste a calcular

Ab : Parámetro del equipo de coste conocido

AM : Corrección de coste de equipo por material de construcción

AP : Corrección de coste de equipo por presión de operación

AT : Corrección de coste de equipo por temperatura de operación

n : Exponente de coste, que suele ser 0,6 en la industria química

El coste base del equipo que utiliza el software corresponde a enero de 2008, por lo

que se debe que actualizar el aumento de costes debido a la inflación. Los índices más

usados para dar una estimación del coste de los equipos son el Marshall and Swift

process-industry equipment indexes y también el Chemical engineering plant cost index

(CEPCI) [1]. En particular, CAPCOST utiliza los índices CEPCI, y para actualizar el coste

del equipo al año actual se utiliza la siguiente ecuación:

� �� = � �� ñ � ∙ �� ñ �

El software CAPCOST se ha utilizado para calcular todos los equipos del proceso

excepto los equipos comerciales más complejos, que son la unidad PSA y los reactores

catalíticos de WGS. Para calcular su coste se van a escalar a partir de datos reales [4],

para ello se va a suponer que están construidos en el mismo material y operan a

iguales presiones y temperaturas, ya que están simulados con valores reales. Sin

embargo, no se ha tenido en cuenta los costes asociados a la regeneración de los

lechos adsorbentes de la PSA y los gastos asociados a la reposición del catalizador de

los reactores de WGS, al estar realizando una estimación y no un análisis preciso.

A continuación se muestran los datos que son necesarios introducir en el software

CAPCOST para calcular el coste de los equipos del proceso. En el Anexo II se

encuentran los datos en detalle que se han introducido para cada equipo

Capítulo 4


Coste de bombas

Hay que introducir:

- Tipo de bomba: desplazamiento positivo o centrífuga.

- Potencia consumida por la bomba: mínimo de 1 kW

- Presión de descarga: el problema es que el software solo permite una presión

máxima de 100 bar, por ello se deja la máxima permitida en el caso que sea

necesario suministrar más presión.

- Número de repuestos: se ha optado por no comprar repuestos

Coste de intercambiadores de calor

Hay que introducir:

- Tipo de intercambiador: carcasa y tubo, espiral, aero-refrigerador, doble tubo,

etc. Se ha optado por los de carcasa y tubo de cabeza flotante para todos los

casos, al ser los más comunes y tener una buena superficie de intercambio de

calor.

- Materiales de los tubos y las carcasas: acero al carbono, acero inoxidable,

titanio...etc.

- Presiones admisibles en los tubos y en la carcasa: al igual que con las bombas,

la presión máxima admisible es de 140 bar, por lo que en los casos de presiones

superiores, se opta por la máxima admisible por el software.

- Área de transferencia de calor (10 m2 min): se utiliza el software Aspen Plus

para determinar este dato.

Coste del conjunto reactor de reformado y horno

Como estos dos equipos son en realidad uno solo, pues el reactor tubular se encuentra

dentro del horno para darle el calor necesario, se va a estimar su coste de forma

conjunta. Para ello se selecciona la categoría “caldera” y se debe introducir:

- Seleccionar la opción horno + reformador

- Material de los tubos: acero inoxidable o acero al carbono

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- Presión en los tubos: la máxima es 200 bar

- Calor suministrado al reformador: 3000 kW como mínimo

Coste de la turbina

Hay que especificar:

- Tipo de turbina de gas: axial o radial

- Material de construcción: acero inoxidable, acero al carbono o níquel alloy

- Potencia obtenida en el driver

Coste del separador L-G

Se va a suponer que el separador L-G no es más que un depósito cilíndrico para

separar el gas de síntesis del agua condensada. Se selecciona la opción “vasija” y hay

que especificar:

- Orientación: vertical/horizontal

- Material de construcción

- Diámetro del depósito: mínimo de 0.5 metros

- Altura/Longitud del depósito: mínimo de 3 metros

- Presión máxima

- Eliminador de nieblas: si/no

Puesto que el software tiene unas medidas mínimas del depósito, se supone que un

cilindro de 1 metro de diámetro y 3 metros de altura será suficiente para separar la

mezcla bifásica y que no se arrastren gotas con el gas al incluirle un eliminador de

nieblas.

Coste de ventiladores y soplantes

Se debe especificar:

- Tipo de soplante/ventilador: centrífugo o axial

- Material del equipo

Capítulo 4


- Presión generada

- Flujo volumétrico: mínimo de 1 m3/s

Coste de equipos comerciales: PSA, PEMFC y WGS

Como el software CAPCOST solo proporciona estimaciones económicas de equipos

generales de la industria, se recurre a datos de plantas reales para obtener un coste

aproximado de los equipos más específicos.

Los datos para el cálculo del coste de la PSA y los reactores de WGS son los siguientes

[4]:

PSA WGS

Ca2010 0,932 MM$ Ca2010 0,23 MM$

Cb 28 MM$ Cb 36 MM$

n 0,7 n 0,85

Aa 74,35 kmol/h feed

Aa 0,042 MMmol H2+CO out

Ab 9600 kmol/h feed

Ab 15,6 MMmol H2+CO out

Tabla 4.3 Coste de la unidad PSA y WGS del proceso SCWR

Para la pila de combustible tipo PEM se recurre a una regla más sencilla. Según un

estudio por la IEA [5] el coste de una pila tipo PEM 1800$/kW producido por la pila.

� �� = 1800 $!" ∙ 900 !" = 1.620.000,00 $

La Tabla 4.4 indicia el índice CEPCI utilizado y la Tabla 4.4 muestra un resumen del

coste de los equipos principales del proceso junto con su corrección de precios al año

más actual encontrado [6]:

Tabla 4.4. Índices CEPCI 2008 y 2011

cepci 2008 cepci 2011

575,4 585,7

Capítulo 4


Equipo Coste ($)2008 Coste ($)2011

P1 78.525,00 79.930,64

HE1 123.404,00 125.613,00

HE2 154.360,00 157.123,14

HE3 161.191,00 164.076,41

HE4 166.822,00 169.808,21

HE5 121.247,00 123.417,39

R+FURNACE 1.775.858,00 1.807.646,91

TURB 1.498.405,00 1.525.227,33

HE6 158.200,00 161.031,87

SEP L-G 53.801,00 54.764,07

HE7 122.490,00 124.682,64

HE8 118.356,00 120.474,64

P2 14.573,00 14.833,87

FAN1 y FAN 2 18.960,00 19.299,40

P2-P5 44.984,00 45.789,24

PSA 932.105,00 948.790,23

PEMFC 1.620.000,00 1.648.998,96

WGS 235.455,00 239.669,78

TOTAL 7.398.736,00 7.531.177,75

Tabla 4.5.Coste total de los equipos

Finalmente, usando los factores Chilton anteriormente mencionado, se obtiene los

costes totales de capital fijo:

Costes Directos Factores de costo Coste

Equipos 1 7.531.178

Instrumentación 0,1*Cequipo 753.118

Impuestos de ventas 0,03 * Cequipos 225.935

Tansporte 0,05 * Cequipos 376.559

Coste Total ($) 8.886.790

Costes Directos de la instalación Factores de costo Coste

Cimentación 0,12 * Cdirectos 1.066.415

Obra civil 0,4 * Cdirectos 3.554.716

Electricidad 0,01 * Cdirectos 88.868

Red de tuberías 0,3 * Cdirectos 2.666.037

Aislante 0,01 * Cdirectos 88.868

Pintura 0,01 * Cdirectos 88.868


Costes Indirectos de la instalación Factores de costo Coste

Ingeniería 0,10 * Cdirectos 888.679

Gastos de Cosntrucción 0,10 * Cdirectos 888.679

Capítulo 4


Honorarios del contratista 0,10 * Cdirectos 888.679

Puesta en marcha 0,01 * Cdirectos 88.868

Pruebas de funcionamiento 0,01 * Cdirectos 88.868

Contingencia 0,03 * Cdirectos 266.604


Factor Coste

Costes directos totales tangibles 1 19.550.937

Costes directos totales intangibles 0,1 1.955.094

Total de inversión Fija 21.506.031

Imprevistos 0,1 2.150.603

Total Capital Fijo Invertido 23.656.634

Tabla 4.6. Costes totales de capital fijo invertido

4.2.3. Costes de operación SCWR

Los costes de operación se dividen en dos grupos:

- Costes de producción: materias primas, servicios, mantenimiento y mano de

obra, prevención de riesgos

- Costes de operación indirectos: gasto administrativo, fabricación, impuestos,

seguros.

La Tabla 4.7 muestra los costes de las materias primas y servicios considerados:

Materia prima/servicio Precio

Glicerina cruda [7] 0.10 $/kg Gly

Agua de refrigeración 0.016 $/m3

Agua desionizada 1.6 $/t

Electricidad 0.07 $/kW

Tabla 4.7. Coste de materias primas y servicios del proceso SCWR

Capítulo 4


La Tabla 4.8 recoge el coste total de operación de la planta de reformado de glicerina y

la Tabla 4.9. muestra los costes anuales del proceso SCWR

Concepto Factor Coste al año Materias Primas 751.967

Servicios 2.305 Mano de Obra de operación 15,64 $/h operario 7.820

Supervisor 15 % Co-operario 1.173

Mantenimiento de laboratorio 17,21 $/h operario 8.605

Materiales 100 % MO laboratorio 8.605

Electricidad bombas y soplante s 0,0700 35.386,5 Costes de operación directos ($) 815.861

Concepto Factor Coste al año Gastos de fabricación 60% Ctotal de mano de obra 15.722

Gastos administrativos 2 % C.inversión 473.133 Impuestos 1 % C.inversión 236.566

Seguros 1 % C.inversión 236.566

Coste de operación indirectos ($) 961.987

Coste total de operación ($) 1.777.849

Tabla 4.8. Coste total de operación del SCWR

Concepto Coste Amortización Tipo de interés

Coste anual

Coste anual

($) años % ($/a) (M$/a) Capital de Inversión

23656634,29 20 0,07 2233018,9 2,2

Coste de Operación

1777848,6 1,8

Coste total 4010867,5 4,0 Tabla 4.9. Coste total del reformado con agua supercrítica

4.2.4. Ventas SCWR

Según el diseño de la planta, se obtendrán una serie de productos que se pueden

vender:

- Maximizar la producción de hidrógeno para venderlo como tal

- Maximizar la producción de energía eléctrica usando el H2 en una PEMFC

Capítulo 4


En la primera opción los productos destinados a venta serían la electricidad de la

turbina y el hidrógeno (platform chemical), mientras que en el segundo caso, el único

producto sería la energía eléctrica producida en la turbina y en la pila de combustible.

Como primer estudio, se elegirá la opción de vender la electricidad de la turbina y el

hidrógeno.

Por una parte, la electricidad producida se puede considerar de origen renovable, al

provenir del proceso de producción de biodiesel con aceites vegetales, por lo que

podría venderse y exportarse a la red eléctrica convencional a un precio más elevado

que la electricidad común procedente de la combustión del carbón, como ocurre con

la electricidad obtenida mediante la combustión en un motor del biogás procedente de

un vertedero de RSU.

El Real Decreto RD 661/2007, permite a las instalaciones de biogas que retribuyan su

producción eléctrica, o bien, según los precios que determina el mercado libre de la

electricidad más una prima, o bien, a tarifa fija regulada Tabla 4.10.

Tabla 4.10. Precio de venta de la electricidad a partir del biogas

Según la ley, se podría vender la electricidad producida por unos 0.14€/kW que

pasados a USD serían unos 0.2 $/kW. Como hipótesis de partida se tomará dicho

precio como referencia. Más adelante, en el apartado de análisis de sensibilidad, se

podrá ver como varía el coste del producto final en función de los costes involucrados

en el proceso.

Por otro lado, se tiene otro gran producto, el hidrógeno. El hidrógeno producido en el

proceso también se puede considerar de origen renovable, por lo que podría venderse

a un precio más elevado que el hidrógeno producido por fuentes no renovables como

la electrodiálisis o el reformado de metano.

Capítulo 4


Según la ITM Power, una compañía británica especializada en electrodiálisis y pilas de

combustible de hidrógeno, el objetivo para el coste del hidrógeno en Europa es de

€9,90/kg (£7,92/kg, US$13,07/kg) en 2015 y de €5,50/kg (£4,40/kg, US$7,26) en 2025

Como hipótesis de partida, el hidrógeno podría venderse por unos 8 $/kg para que sea

competitivo en el mercado.

No obstante, el precio del hidrógeno producido en la planta de reformado con agua

supercrítica puede no tener dicho coste.

Para el cálculo de coste del hidrógeno, como estimación inicial, se va a suponer que las

ganancias son iguales a los gastos de producción, es decir, no se obtienen beneficios

pero tampoco pérdidas.

VENTAS

kW en turbina kW/año Precio de venta $/kW Ganancia anual $/kW

788,7 5.678.640,00 0,2 1.135.728,00

Kg/h de H2 producido H2 kg/año Precio de venta $/kg Ganancia anual $/kg

58.63 422.132,00 ¿? Coste anual-venta kW Tabla 4.11. Ventas de la planta de SCWR

De acuerdo a lo anterior, el hidrógeno debería venderse a 6,8 $/kg para que los

beneficios se compensen con los costes totales. A priori el precio del hidrógeno parece

bastante competitivo y además es un hidrógeno “renovable”, pero se debe tener en

cuenta que los beneficios serían nulos para dicho precio de venta.

Se deben considerar también ciertos escenarios para realizar un análisis más profundo.

Algunos de los posibles escenarios son:

- Tener en cuenta subvenciones nacionales que ayuden a bajar el precio del

hidrógeno renovable producido. Esto dependerá del gobierno vigente

- Vender la electricidad a un precio más elevado dependiendo del mercado

- Si el biodiesel se convierte en el combustible estrella, la glicerina se podría

convertir en un gran problema y las empresas podrían no cobrarla por

gestionarla o incluso podrían llegar a pagar por deshacerse de ella como ocurre

con las cenizas de combustión y las cementeras.

Capítulo 4


- Habría que comparar el hidrógeno con la gasolina, es decir, cuanta gasolina

equivale a 1 kg de hidrógeno y además cuantificar la cantidad de CO2 evitado a

la atmósfera

4.3. ANÁLISIS DE COSTES ASCWR

Es este apartado se seguirá el mismo procedimiento realizado para el caso de

reformado normal con agua supercrítica, teniendo en cuenta que ahora hay nuevos

equipos como el tren de compresión de aire para conseguir un proceso autotérmico.

4.3.1. Balance de materia y energía

La Tabla 4.12 muestra el resumen de los balances de materia y energía de la planta

estudiada

Consumo de energía (kW) Flujos de materia de entrada (kg/h)

P1 45,93 Gly 1000,00

P2 0,09 W 2865,40

P3 0,00 Air 3532,85

P4 0,00 Air3 247,29

P5 0,35 CW01 20161,22

FAN1 11,32

FAN2 12,99

C1-C5 + COOL 12,10

R 0,00

Energía obtenida (kW) Flujos de materia de salida (kg/h)

TURB -837,98 G5 4916,22

PSA -3,16 CW5 20161,22

hwgs 0,01 H2 59,52

lwgs 0,22 SW 2669,80

TOT -758,1 TOT 0,0

Tabla 4.12. Balance de materia y energía del proceso de reformado autotérmico con agua supercrítica

optimizado.

4.3.2. Costes fijos ASCWR

Siguiendo los mismos pasos que el apartado anterior, la Tabla 4.13 muestra los costes

de los equipos comerciales y la Tabla 4.14 recoge los costes de los equipos calculados

mediante el software CAPCOST. Nótese que, para varios intercambiadores el coste es

el mismo, puesto que el área mínima de intercambio son 10 m2

Capítulo 4


PSA WGS

Ca2010 0,949 MM$ Ca2010 0,21 MM$

Cb 28 MM$ Cb 36 MM$

n 0,7 n 0,85

Aa 76,3 kmol/h feed Aa 0,037 MMmol H2+CO out

Ab 9600 kmol/h feed Ab 15,6 MMmol H2+CO out

Tabla 4.13 Coste de la unidad PSA y WGS del proceso ASCWR

Por último, el coste de la pila combustible será:

� �� = 1800 $!" ∙ 900 !" = 1.620.000,00 $

Equipo Coste ($)2008 Coste ($)2011

P1 79.808,00 81.236,61

HE1 131.536,00 133.890,57

HE2 166.822,00 169.808,21

HE3 166.822,00 169.808,21

HE4 166.822,00 169.808,21

HE5 124.351,00 126.576,96

C1-C5 143.607,00 146.177,65

Cool C1-C5 612.450,00 623.413,22

R+FURNACE 1.775.858,00 1.807.646,91

TURB 1.528.295,00 1.555.652,38

HE6 132.767,00 135.143,61

SEP L-G 53.801,00 54.764,07

HE7 122.490,00 124.682,64

HE8 122.490,00 124.682,64

HE9 122.490,00 124.682,64

HE10 122.490,00 124.682,64

HE11 122.490,00 124.682,64

HE12 122.490,00 124.682,64

P2 11.246,00 11.447,31

FAN1+FAN 2 18.960,00 19.299,40

P3 11.246,00 11.447,31

PSA 949151,08 966.141,44

PEMFC 1.620.000,00 1.648.998,96

WGS 211.406,36 215.190,66

TOTAL 8.639.888,44 8.794.547,55

Tabla 4.14 Coste total de los equipos del proceso ASCWR

Capítulo 4


Costes Directos Factores de costo Coste

Equipos 1 8.794.548

Instrumentación 0,1*Cequipo 879.455

Impuestos de ventas 0,03 * Cequipos 263.836

Tansporte 0,05 * Cequipos 439.727

Coste Total ($) 10.377.566

Costes Directos de la instalación Factores de costo Coste

Cimentación 0,12 * Cdirectos 1.245.308

Obra civil 0,4 * Cdirectos 4.151.026

Electricidad 0,01 * Cdirectos 103.776

Red de tuberías 0,3 * Cdirectos 3.113.270

Aislante 0,01 * Cdirectos 103.776

Pintura 0,01 * Cdirectos 103.776


Costes Indirectos de la instalación Factores de costo Coste

Ingeniería 0,10 * Cdirectos 1.037.757

Gastos de Cosntrucción 0,10 * Cdirectos 1.037.757

Honorarios del contratista 0,10 * Cdirectos 1.037.757

Puesta en marcha 0,01 * Cdirectos 103.776

Pruebas de funcionamiento 0,01 * Cdirectos 103.776

Contingencia 0,03 * Cdirectos 311.327


Factor Coste

Costes directos totales tangibles 1 22.830.645

Costes directos totales intangibles 0,1 2.283.065

Total de inversión Fija 25.113.710

Imprevistos 0,1 2.511.371

Total Capital Fijo Invertido 27.625.081 Tabla 4.15. Costes totales de capital fijo invertido del proceso ASCWR

La Tabla 4.15 muestra los costes fijos totales de la planta usando la correlación de

Chilton

4.3.3. Costes de operación ASCWR

La Tabla 4.16 muestra los costes totales de operación del proceso de reformado

autotérmico optimizado:

Capítulo 4


Concepto Factor Coste al año

Materias Primas 753.009

Servicios 2.323

Mano de Obra de operación 15,64 $/h operario 7.820

Supervisor 15 % Coperario 1.173

Mantenimiento de laboratorio 17,21 $/h operario 8.605

Materiales 100 % MO laboratorio 8.605

Electricidad bombas y soplante 0,0700 65.861,0

Costes de operación directos ($) 847.396

Concepto Factor Coste al año

Gastos de fabricación 60% Ctotal de mano de obra 15.722

Gastos administrativos 2 % C.inversión 552.502

Impuestos 1 % C.inversión 276.251

Seguros 1 % C.inversión 276.251

Coste de operación indirectos ($) 1.120.725

Coste total de operación ($) 1.968.121

Tabla 4.16. Coste total de operación del proceso ASCWR

La Tabla 4.17 recoge el coste anual del reformado autotérmico de glicerina con agua

supercrítica


Coste anual

Coste anual

($) años % ($/a) (M$/a)

Capital de Inversión

27.625.081 20 0,07 2.607.612 2,61

Coste de Operación

1.968.121 1,97

Coste total 4.575.733 4,58

Tabla 4.17. Coste total del reformado autotérmico con agua supercrítica

4.3.4. Ventas ASCWR

Con la Tabla 4.18 se calcula la venta anual de electricidad y el precio que debe

tener el hidrógeno producido.

Capítulo 4


VENTAS

kW en turbina kW/año Precio de venta $/kW

Ganancia anual $/kW

840 6.048.000,00 0,2 1.209.600,00

Kg/h de H2 producido H2 kg/año Precio de venta $/kg Ganancia anual $/kg

59,52 428.544,00 ¿? Coste anual-venta kW

Tabla 4.18. Ventas de la planta de ASCWR

De acuerdo a lo anterior, el hidrógeno debería venderse a 7,9 $/kg para que los

beneficios se compensen con los costes totales. El precio del hidrógeno es bastante

competitivo pero cuesta 1 $ más por kilogramo que el proceso de reformado

supercrítico convencional.

4.4. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Puesto que el precio del hidrógeno más competitivo es el producido mediante el

proceso SCWR, se va a tomar como caso base para el siguiente análisis.

Variación del precio de la glicerina cruda

Como se puede observar, la Fig.4.1 muestra el precio que tendría el hidrógeno

producido en la planta de reformado con agua supercrítica si exclusivamente varía el

precio de adquisición de la glicerina cruda.

En el análisis, se ha supuesto que uno de los precios es de 0 $/kg de glicerina y esto se

debe a que si el biodiesel se produce en cantidad suficiente, el mercado de la glicerina

podría caer de tal forma que los productores no cobrasen nada a cambio de la gestión

de la glicerina.

Capítulo 4


Fig.4.1. Análisis del precio del H2 frente al precio de la glicerina.

Como se puede ver en la figura anterior, si la glicerina costase 0,17$/kg, el precio del

H2 podría competir seriamente con el hidrógeno producido actualmente.

Además, aunque la glicerina cruda costase 0,3 $/kg , tres veces más que lo supuesto,

el hidrógeno sería igualmente competitivo a un precio de 10$/kg

Variación del precio de la electricidad producida en turbina

Con respecto al precio de la electricidad vendida producida por la turbina de

expansión, se puede notar en la Fig.4.2 que a un precio de 0.12$/kW ya podría

competir en el mercado de hidrógeno. Además, si la electricidad se vendiese a precio

de mercado actual, 0,05 $/kW, el precio del hidrógeno sería de unos 8,8 $/kW, un

precio totalmente competitivo en el peor de los casos.

Fig.4.2. Análisis del precio del H2 frente al precio de la electricidad exportada.

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30Pre

cio

d e

ven

ta d

el H

2 (

$/k

g)

Precio Glicerol ($/kg)

H2 Renovable

H2 Convencional

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30

Pre

cio

d e

ven

ta d

el H

2 (

$/k

g)

Precio de la electricidad renovable ($/kW)

H2 Renovable

H2 convencional

Capítulo 4


Variación conjunta del precio de venta de la electricidad producida en turbina y el

precio de adquisición del glicerol

Este caso incluye la variación de precios de ambos parámetros de forma conjunta.

Como muestra la Tabla 4.19, el caso más favorable es evidente, que se da cuando el

precio de venta de la electricidad es más caro y el precio de adquisición de la glicerina

es negativo, obteniéndose un precio de venta del hidrógeno de 7,7 $/kg.

No obstante, un caso más realista podría ser vender la electricidad a 0,06$/kw y la

glicerina adquirida a coste 0,1 $/kg. De esta forma, el hidrógeno podría venderse a

unos 8,7 $/kg H2, un precio muy competitivo.

Precio electricidad $/kW Precio glicerina $/kg Precio del H2 $/kg 0,06 0,00 7 0,06 0,10 8,7 0,06 0,30 12,1 0,1 0,00 6,5 0,1 0,10 8,2 0,10 0,30 11,60 0,20 0,00 5,10 0,20 0,10 6,80 0,20 0,30 10,20

Tabla 4.19. Variación del precio del hidrógeno modificando las dos variables consideradas.

4.5. DERECHOS DE EMISIÓN

El comercio de derechos de emisión se considera la manera más eficiente de controlar

las emisiones contaminantes. En la Unión Europea existe el Régimen de Comercio de

Derechos de Emisión de la Unión Europea (EU ETS) [8], por el cual cada país establece

un nivel de emisiones totales de gases de efecto invernadero (GEI), y después asigna

un determinado número a cada foco de emisión, contabilizado mediante derechos. De

esta manera, cada empresa puede emitir un determinado número de toneladas de CO2

y otros gases de efecto invernadero, y si sobrepasa estas emisiones, deberá comprar

más derechos a otras empresas que quieran o puedan vender los suyos, porque han

emitido menos de lo que establecía su cuota.

Capítulo 4


Para comprar y/o vender derechos, se puede pactar un precio con otra empresa y

realizar la transacción, buscar un intermediario, o bien utilizar la vía más común: acudir

a un mercado de emisiones o bolsa de CO2, como se les conoce popularmente [9].

En la actualidad, el precio de emisión de una tonelada de dióxido de carbono es de

4.6€/t de CO2 (6.23 $ USD) (Tabla 4.20)

Tabla 4.20. Precio actual de los derechos de emisión de CO2 [10]

Es un precio tan bajo que, hoy en día, las empresas prefieren consumir energía fósil y

comprar derechos de emisión antes que utilizar tecnologías de captura o modificar el

proceso para emitir una menor cantidad de GEI.

Para comprobar a qué precio se tendrían vender los derechos de emisión de la planta

de reformado con agua supercrítica para que fuese rentable, se va a comparar el

proceso en cuestión con otros procesos de producción de hidrógeno no renovable.

La producción de hidrógeno se realiza, principalmente, en instalaciones centralizadas

dado que ofrecen, en general, una eficiencia entre 5 y 10 puntos porcentuales superior

a las instalaciones descentralizadas [11]. No obstante, la penetración de las energías

renovables en este ámbito va reforzando la producción en instalaciones

descentralizadas, las cuales, aunque implican un mayor coste de producción, pero

evitan los costes de transporte y el almacenamiento planteados para las instalaciones

centralizadas. Alrededor del 48% de la producción del hidrógeno en la actualidad está

basado en el reformado de metano con vapor (SMR), el 30% procede del reformado

del petróleo/nafta en refinerías e industrias químicas, un 18% procede de procesos de

gasificación de carbón, un 3,9% de la electrólisis del agua y un 0,1% de otras fuentes

[12].

Capítulo 4


Fig.4.3. Distribución de las tecnologías de producción de hidrógeno [12].

Las emisiones de CO2 por producción de hidrógeno son actualmente considerables

dado que, como se ha señalado anteriormente, las tecnologías utilizadas lo sintetizan

casi en su totalidad a partir de combustibles fósiles. De ahí precisamente el interés de

la producción del hidrógeno a partir de fuentes renovables.

Algunos estudios ya representan las tasas de emisión de CO2 para la producción de

hidrógeno a partir de distintas tecnologías [13].

Así, por ejemplo, el SMR produce 68.2 kg de CO2/ GJ de H2 suponiendo una eficiencia

de proceso del 76%, mientras que la gasificación del carbón produce de media 132,6

kg de CO2 por GJ de H2 con un rendimiento del 59%.

Para compararlo con el proceso de SCWR se va suponer que la planta de SMR y CG

producen la misma cantidad de hidrógeno: 58,6 kg/h. Suponiendo 300 días de

operación al año, al igual que se consideró en el estudio económico, y un poder

calorífico del H2 de 120 MJ/kg se tiene que la producción de CO2 es:

Reformado de metano

()*: 68,2 !, �-2./ 02 120 ∙ 1012 ./

!, 02 58,6 !, 02ℎ 24 ℎ

6í� 300 6í��ñ

11000

� �-2!, �-2

= 3500 � �-2�ñ

Gasificación del carbón

�.: 132,6 !, �-2./ 02 120 ∙ 1012 ./

!, 02 58,6 !, 02ℎ 24 ℎ

6í� 300 6í��ñ

11000

� �-2!, �-2

= 6700 � �-2�ñ

Capítulo 4


Tomando como caso base que la electricidad producida en la planta de reformado se

vende a 0,06 $/kW y el hidrógeno a precio de mercado de 8 $/kg, las pérdidas

económicas serían de 293.074,47 $/año (Tabla 4.21)


Coste anual

($) años % ($/a)

Capital de Inversión

23.656.634 20 0,07 2.233.018,92

Coste de Operación

Gly coste 0,1 $ 1.777.848,60

Coste total 4.010.867,53

Ventas Precio Beneficio anual ($/a)

H2 kg/año 422.132,62 8,0 3.377.060,93

kW/año 5.678.868,81 0,06 340.732,13

NETO 293.074,47

Tabla 4.21. Balance económico del proceso de reformado optimizado

En función a esto, el precio de los derechos de emisión, para obtener un beneficio

neto, deberá ser de 84 $/t de CO2 si se compara con el reformado del metano, y de 44

$/t de CO2 para la gasificación del carbón

Para que el precio del hidrógeno empiece a ser competitivo, y sea notable el impacto

de los derechos de emisión, éstos deben ascender en el rango 44 – 90 $/T CO2. De esta

forma, se estima que si los derechos de emisión tuviesen un precio de mercado de 50

$/T CO2, la paridad entre costes de producción de hidrógeno descentralizado con

tecnología SMR y con fuentes renovables como el SCWR se produciría a principios de

esta década, mientras que si las tasas de emisión estuvieran en torno a los los 5 $/T

CO2 ya se habría producido la paridad, y la tecnología de reformado con agua

supercrítica sería una opción interesante.

4.6. COMPARATIVA DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES

Según la información obtenida en el capítulo 3 de este trabajo, tanto el reformado

como el reformado autotérmico de glicerina con agua supercrítica mostraban

resultados similares, en cuanto al análisis energético, para una temperatura de

operación de 800ºC y una presión de 240 bar. Como se preveía, los costes totales del

ASCWR son mayores que los del proceso SCWR obteniéndose un precio de venta del

hidrógeno de 7,9 $/kg frente a los 6,8 $/kg a igualdad de factores.

Capítulo 4


Esto se debe al sobrecoste debido al tren de compresión del aire para conseguir un

proceso autotérmico. En definitiva, si se debe escoger entre ambos procesos, el SCWR

es más ventajoso desde el punto de vista energético, económico y operativo, por lo

que se optaría por esta tecnología.

Seleccionando el proceso de SCWR y atendiendo al estudio tecno-económico

realizado, el precio del hidrógeno sería de 6,8$/kg suponiendo un precio de venta de la

electricidad de 0,2 $/kW y un precio de adquisición de la glicerina cruda de 0,1 $/kg. El

precio es muy competitivo en el mercado, pero hay que tener en cuenta que se ha

calculado para obtener beneficio nulo.

En cuanto al análisis de sensibilidad, se observa que en el peor de los escenarios donde

el precio de la electricidad renovable fuese 6c$/kW y la glicerina cruda se comprase a

0,3$/kg, el coste final del producto sería de 12 $/kg de H2. Un precio muy competitivo

y además se trata de un hidrógeno renovable, lo que revalorizaría dicho producto.

4. evaluaciÓn tecno-econÓmica del proceso de...

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