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Trabajo Fin de Grado

Grado en Ingeniería Química

Análisis del proceso de síntesis de gas natural de

sustitución (SNG) a partir de biomasa

Autora: Esther Navarro Cintas

Tutor: Manuel Campoy Naranjo

Dpto. de Ingeniería Química y Ambiental

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, Septiembre 2014

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Trabajo Fin de Grado

Grado en Ingeniería Química

Análisis del proceso de síntesis de gas natural de

sustitución (SNG) a partir de biomasa

Autora:

Esther Navarro Cintas

Tutor:

Manuel Campoy Naranjo

Profesor contratado doctor

Dpto. de Ingeniería Química y Ambiental

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, Septiembre 2014

Trabajo Fin de Grado: Análisis del proceso de síntesis de gas natural de sustitución (SNG) a partir de biomasa

Autora: Esther Navarro Cintas

Tutor: Manuel Campoy Naranjo

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, a de Septiembre de 2014

El Secretario del Tribunal

v

Agradecimientos

Ante todo, agradecer a mi tutor por guiarme, darme las herramientas y la libertad necesarias para desarrollar

este trabajo por mí misma y por el tiempo invertido en este proyecto. Además, me gustaría agradecer a él y a

otros profesores de esta escuela no sólo los conocimientos transmitidos sino haberme enseñado a pensar como

un ingeniero, a ser capaz de localizar, analizar y resolver los problemas de la forma más óptima, pues esta

capacidad no se aprende en los libros.

También, quisiera agradecer a todas aquellas personas que día a día me han escuchado y aconsejado desde mis

amigos hasta mi familia. En especial a mis padres, por haberme dado esta educación, aunque para ello hayan

tenido que hacer sacrificios, por haberme animado siempre a hacer lo que me gusta, ya fuera estudiar música

como ingeniería, y por haberme enseñado a ser trabajadora, honesta y responsable, cualidades muy

importantes en una persona.

Esther Navarro Cintas

Sevilla, 2014

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Resumen

Este trabajo se centra en el análisis del comportamiento de la etapa de metanación del proceso de síntesis de

gas natural de sustitución a partir de biomasa en función de distintas composiciones del gas de síntesis

alimentado al proceso y de la relación de recirculación de la corriente de CO2. Tras este análisis, se obtiene un

caso de estudio del que se analiza su viabilidad económica para distintos tamaños de producción, teniendo en

cuenta todas las etapas del proceso. Con este análisis se observa el efecto del tamaño de la planta sobre la

rentabilidad de la inversión.

Las principales conclusiones de este estudio son que la composición del gas de síntesis influye en el

rendimiento de la etapa de metanación pero no en gran medida, mientras que la relación de recirculación de

CO2 es inversamente proporcional a la cantidad de CO2 que sale del sistema. En cuanto a la viabilidad

económica, se observa la fuerte influencia que tiene la escala de la planta en la rentabilidad del proyecto,

estimándose que las instalaciones mayores a 400 MWt llegarían a ser viables económicamente.

Abstract

This project is focused on the analysis of the performance of stage methanation on the process of synthetic

natural gas from biomass, depending on the different syngas compositions fueling the process and the

recirculation connection of CO2 electric current. Following this analysis, a case study of their economic

viability for different production sizes is analysed, bearing in mind how all the stages of the process are

obtained. Thanks to this analysis, the effect of plant size on the rate of return on investment is observed.

This study lends us to the conclusion that the composition of the syngas has an evident influence on the

performance of stage methanation but not to a great extent, while the recirculation connection of CO2 electric

current is inversely proportional to the amount of CO2 leaving the system. In terms of economic viability, the

strong influence of the scale of the plant in the profitability of the project is observed, considering the largest

facilities up to 400 MWt more economically viable.

iii

Índice

Agradecimientos v

Resumen i

Abstract ii

Índice iii

Índice de Tablas iv

Índice de Figuras v

1 Introducción 1

2 Objetivos, Alcance y Antecedentes 3 2.1 Objetivo y Alcance 3 2.2 Antecedentes 3 2.3 Perspectiva 6

3 Descripción del proceso 8 3.1 Proceso a partir de carbón 8 3.2 Proceso a partir de biomasa 10

4 Simulación 13 4.1 Suposiciones y datos de partida 13

4.1.1 Síntesis a partir de biomasa 13 4.1.2 Síntesis a partir de carbón 13

4.2 Simulación 14 4.2.1 Síntesis a partir de biomasa 14 4.2.2 Síntesis a partir de carbón 16

5 Viabilidad económica 18 5.1 Introducción 18 5.2 Metodología 19

5.2.1 Costes fijos 19 5.2.2 Costes anuales de operación 19 5.2.3 Costes de puesta en marcha (CPM) 20

5.3 Análisis de costes 20 5.3.1 Estudio del valor presente neto (VPN) 20 5.3.2 Tasa interna de rentabilidad (TIR) 21 5.3.3 Periodo de recuperación o PayBack (PB) 21

6 Resultados y Discusión 22 6.1 Análisis de composición del gas de síntesis 22 6.2 Análisis de recirculación de CO2 24 6.3 Viabilidad económica 25

6.3.1 Estudio de la instalación de 298 MWt (caso base) 25 6.3.2 Estudio de la instalación de 400MWt (caso 1) 28 6.3.3 Estudio de la instalación de 200 MWt (caso 2) 29

7 Conclusiones 31

Anexo I: Tablas de flujo de caja 33 8.1 Flujo de caja instalación de 298 MWt (caso base) sin integración energética 33 8.2 Flujo de caja instalación de 298 MWt con integración energética 34 8.3 Flujo de caja instalación de 400 MWt (caso 1) con integración energética 35 8.4 Flujo de caja instalación de 200 MWt (caso 2) con integración energética 36

Referencias 37

Índice de Tablas

Tabla 1. Poder Calorífico Inferior de biomasa y materiales fósiles [1], [13]. 1

Tabla 2. Composición del gas natural [2]. 2

Tabla 3. Composición en base seca del gas de entrada y salida del reactor de metanación de ZSW [5]. 5

Tabla 4. Proyectos de SNG aprobados por el gobierno Chino en 2013 [20]. 7

Tabla 5. Composiciones del gas de síntesis a partir de biomasa [15], [16]. 13

Tabla 6. Composición del gas de síntesis a partir de carbón [6]. 13

Tabla 7. Casos de estudio de viabilidad económica [12]. 18

Tabla 8. Salario de empleados en 2014 [11]. 20

Tabla 9. Composición de SNG obtenida en cada caso de estudio. 22

Tabla 10. Composición de SNG de diferentes estudios [3], [18]. 22

Tabla 11. Flujos de salida del sistema en cada caso de estudio. 23

Tabla 12. Rendimientos de cada caso de estudio. 23

Tabla 13. Flujo de caja caso base sin integración energética. 33

Tabla 14. Flujo de caja caso base con integración energética. 34

Tabla 15. Flujo de caja caso 1. 35

Tabla 16. Flujo de caja caso 2. 36

v

Índice de Figuras

Figura 1. Proceso de síntesis de SNG a partir de biomasa propuesto por ECN [5]. 3

Figura 2. Esquema de gasificador MILENA [3]. 4

Figura 3. Esquema de scrubber OLGA [3]. 4

Figura 4. Reactor de metanación usado por ZSW [5]. 5

Figura 5. Proceso de síntesis de SNG a partir de biomasa propuesto por PSI [5]. 6

Figura 6. Gasificación de carbón [6]. 8

Figura 7. Metanación del proceso de síntesis de SNG a partir de carbón [6]. 10

Figura 8. Diagrama de bloques del proceso de SNG a partir de biomasa [3]. 10

Figura 9. Diagrama de flujo del proceso de síntesis de SNG a partir de biomasa sin integración energética. 15

Figura 10. Diagrama de flujo del proceso de síntesis de SNG a partir de carbón. 17

Figura 11. Porcentaje molar de CH4 frente a relación de recirculación de CO2. 24

Figura 12. Cantidad de CO2 emitido frente a la relación de recirculación del CO2. 25

Figura 13. Flujo neto de caja (caso base) sin integración energética. 26

Figura 14. VPN (caso base) sin integración energética. 26

Figura 15. Diagrama de flujo del proceso de síntesis de SNG a partir de biomasa con integración energética. 27

Figura 16. Flujo neto de caja (caso base) con integración energética. 28

Figura 17. VPN (caso base) con integración energética. 28

Figura 18. Flujo neto de caja (caso 1). 29

Figura 19. VPN (caso 1). 29

Figura 20. Flujo neto de caja (caso 2). 30

Figura 21. VPN (caso 2). 30

1

1 INTRODUCCIÓN

Se considera biomasa a cualquier tipo de materia orgánica que provenga de plantas o animales [1]. Se clasifica

según su origen en: biomasa natural (se produce sin intervención del hombre y son las leñas, ramas, coníferas

y frondosas) y biomasa de residuos (la generada en las actividades humanas que utilizan materia orgánica).

Esta última se divide, a su vez, en dos tipos: biomasa de excedentes agrícolas y biomasa de cultivos

energéticos (aquellos cultivos dedicados exclusivamente a la producción de energía) [14]. Al tener orígenes

muy diversos su composición química también lo es, dependiendo del tipo y la procedencia de ésta. Por esta

razón, sólo se puede decir que generalmente el contenido másico en carbono está alrededor del 44% [1].

El interés del desarrollo de tecnologías de producción de energía a partir de biomasa reside en la

independencia respecto de los recursos fósiles, como el petróleo o el gas natural, y en la reducción de las

emisiones de dióxido de carbono que ésta permite.

Para la explotación de la biomasa hay que tener ciertas consideraciones ambientales como:

- Considerar únicamente un recurso como renovable si se repone al mismo nivel que se consume.

- Utilizar sistemas de alta eficiencia para quemar la biomasa y así disminuir las emisiones de

compuestos orgánicos.

- Tener en cuenta que los productos intermedios derivados de la biomasa pueden ser peligrosos,

inflamables o tóxicos, por lo que deben ser tratados con seguridad. Además, se debe tener en cuenta el

tamaño y composición de las cenizas producidas y la posibilidad de reciclarlas.

La tabla 1 muestra el valor energético de la biomasa y de algunos materiales fósiles por unidad de masa. Se

observa que los materiales fósiles poseen mayor valor energético que la biomasa. Por tanto, para ésta es

complejo competir en el mercado con dichos materiales, aún presentando importantes ventajas

medioambientales. Además de esto, el principal motivo por el que no se ha tenido interés en desarrollar

tecnologías energéticas a partir de biomasa hasta que se ha sido consciente del estado medioambiental del

planeta y el carácter finito de los materiales fósiles es económico, pues se requiere una gran superficie

cultivada de biomasa para obtener una cantidad de energía importante.

Tabla 1. Poder Calorífico Inferior de biomasa y materiales fósiles [1], [13].

Material MJ/kg Material MJ/kg

Madera 20÷22 Fósiles líquidos 40÷50

Fibra residual 18÷20 Carbón 28÷35

Algas verdes 24÷28 Gas natural (CH4) 40

El gas natural sintético o gas natural de sustitución (SNG) es un combustible con propiedades muy similares a

las del gas natural pero genera menor cantidad de CO2 y reduce la dependencia de combustibles fósiles, cada

vez más caros [5]. Por estas razones ha crecido tanto el interés en este combustible a lo largo de los últimos

años, en los que se han realizado plantas pilotos para la síntesis del mismo.

Este gas presenta una composición formada mayoritariamente por metano, además de por hidrógeno,

nitrógeno, dióxido de carbono y otros en pocas cantidades, como aparece en la tabla 2, donde se establece la

composición que debe tener el SNG en base seca para ser competitivo en el mercado Europeo según la norma

UNE-EN ISO 13686, referida al gas natural pero aplicable también a este gas [2].

Introducción

2

Tabla 2. Composición del gas natural [2].

Componente % en peso

Metano 70 ÷ 98

Etano 0,3 ÷ 18

Propano < 8

Butano < 2

Pentano < 0,2

Nitrógeno < 30

Dióxido de carbono < 15

Una de las principales ventajas de este combustible es que puede utilizar las infraestructuras diseñadas para el

gas natural, tanto de almacenamiento como de consumo [5]. De este modo, si una empresa decide utilizar éste

en lugar del gas natural no deberá invertir en nuevas infraestructuras. Además, se puede utilizar en todas las

aplicaciones en las que ya se usa gas natural como puede ser la cogeneración para producir energía o como

alternativa a combustibles de medios de transporte [3].

Otras ventajas derivadas de la síntesis de SNG a partir de biomasa son la reducción de emisión de CO2, ya que

el CO2 que se genera en el proceso es utilizado por la biomasa para desarrollarse; el aumento de la seguridad

de suministro y que se obtiene un combustible versátil y barato de forma relativamente sencilla [3].

3

2 OBJETIVOS, ALCANCE Y ANTECEDENTES

2.1 Objetivo y Alcance

El objeto principal de este trabajo es analizar la producción de gas natural sintético (SNG) a partir de biomasa.

Para esto se simulará una instalación industrial en diferentes tamaños para estudiar cómo evoluciona la

viabilidad y rentabilidad económica del proyecto en función de su escala. Para ello, se utiliza el software

Aspen Plus V8.0.

También, se pretende estudiar el efecto de la composición del gas de síntesis y la relación de recirculación de

la corriente de CO2 en el rendimiento de la etapa de metanación del proceso de síntesis de SNG a partir de

biomasa y compararlo con la producción a partir de carbón.

El alcance de este estudio es relativamente limitado pues, al ser un trabajo académico y una tecnología aún en

desarrollo, se dispone de poca información por lo que se han realizado algunas simplificaciones que permitan

desarrollar el estudio con un detalle razonable. Sin embargo, la metodología plasmada corresponde con la

profesional para el análisis de procesos, permitiéndose obtener unos resultados preliminares de cierto interés.

2.2 Antecedentes

La síntesis de gas natural de sustitución se puede hacer a partir de carbón o de biomasa. La primera forma se

ha desarrollado más en América porque tiene una gran reserva de carbón, mientras que la segunda ha sido más

importante en otras zonas como, por ejemplo, Europa.

Este trabajo se centra en la síntesis a partir de biomasa por lo que se expondrá la evolución histórica de esta

tecnología, y no de ambas. Para ello, se van a citar los centros de investigación que han trabajado en este

proceso y las tecnologías que han desarrollado.

1. Centro de investigación energético de los Países Bajos (ECN)

Este centro comenzó a investigar esta tecnología en 2002. Su diseño consiste en un gasificador de doble

lecho (MILENA), limpieza de gas de síntesis, metanación y purificación del SNG.

Para el desarrollo de sus investigaciones, han diseñado y construido una planta piloto de 800 kW cuyo

esquema de proceso sería el mostrado en la figura 1 [5].

Figura 1. Proceso de síntesis de SNG a partir de biomasa propuesto por ECN [5].

Objetivos, Alcance y Antecedentes

4

Como se puede observar en la figura 1 la biomasa es alimentada al gasificador MILENA (figura 2), que

consiste en dos lechos fluidos en los que se producen la gasificación y combustión respectivamente,

interconectados mediante tubos calientes. Dicho equipo, presenta ciertas ventajas como conversión

completa, alta eficiencia, diseño compacto, versatilidad en combustible usado, ausencia de oxígeno en

la planta (se utiliza aire) y alta composición de metano [3]. Tras esta tecnología, pasa por un ciclón

retirándose las cenizas para llevar el gas al scrubber OLGA (figura 3), formado por un colector, una

torre de absorción y otra de stripping, donde se eliminan los alquitranes y el polvo del gas sin reducir el

metano ni condensar el vapor de agua, utilizando aceite líquido [3]. Posteriormente, se hace pasar por

otros dos scrubber eliminándose el cloro y el azufre del gas, respectivamente. Todo este proceso da

lugar al gas de síntesis en las condiciones necesarias para llevar a cabo la metanación del gas en dos

reactores de lecho fijo con refrigeración intermedia. Al producto de la metanación se le retira el agua

condensándola, se comprime y se hace pasar por un scrubber de amina para eliminar el CO2 y obtener

así el SNG deseado.

Figura 2. Esquema de gasificador MILENA [3].

Figura 3. Esquema de scrubber OLGA [3].

5 Análisis del proceso de síntesis de gas natural de sustitución (SNG) a partir de biomasa

2. Centro de investigación de energía solar e hidrógeno de Alemania (ZSW)

Este centro ha desarrollado la llamada absorción mejorada de absorción/reformado (AER) para la

producción de un gas rico en hidrógeno a partir de biomasa por gasificación a baja temperatura en un

gasificador de doble lecho. Tomando como base esta tecnología, se ha centrado en la producción de

SNG a partir de ese gas mediante una metanación en lecho fijo sobre catalizadores de níquel en un

reactor multi-tubular enfriado con una sal fundida, figura 4 [4], [5]. Con este reactor se consigue pasar

de un gas pobre a uno rico en metano, como se muestra en la tabla 3 [5].

Figura 4. Reactor de metanación usado por ZSW [5].

Tabla 3. Composición en base seca del gas de entrada y salida del reactor de metanación de ZSW [5].

Composición en base seca (% vol.) Entrada Salida

H2 67,5 9,8

CO 8,5 0,0

CO2 12,0 8,3

CH4 12,0 81,9

T (ºC) 500 250

P (bar) 0,7 -

Entalpía (kW) 50 100

Objetivos, Alcance y Antecedentes

6

3. Instituto Paul-Scherrer de Suiza (PSI)

Ha investigado durante diez años cómo obtener SNG a partir de biomasa. Como resultado de estos

estudios seleccionaron un gasificador de lecho fluidizado circulante (FICFB), desarrollado por TU

Viena, porque se obtiene un gas con un contenido bajo en nitrógeno y rico en metano.

Inicialmente, construyeron una planta a escala de laboratorio para ir mejorando el proceso. Luego, una

planta piloto de 10 kW que permitió perfeccionar aún más el proceso para, finalmente, poder construir

una planta de 1MW en Suiza en Junio de 2009, mostrada en la figura 5 [5].

Figura 5. Proceso de síntesis de SNG a partir de biomasa propuesto por PSI [5].

El proceso seguido en este centro es parecido al de ECN pero con ciertas diferencias, como el uso de un

filtro en lugar de un ciclón para retirar las cenizas o los tipos de reactores de metanación y gasificadores,

entre otras. Inicialmente, se introduce la biomasa al gasificador FICFB para llevar a cabo la combustión

y gasificación. El gas obtenido en este equipo se hace pasar por un filtro que elimina las cenizas y por

un scrubber, donde se eliminan los alquitranes y tiofenos. Tras esto, se comprime para hacerlo pasar por

un primer scrubber que elimina los H2S, se precalienta para hacerlo pasar por un segundo scrubber que

termina de eliminar los H2S. De este modo, se tiene el gas de síntesis en las condiciones oportunas para

su metanación en un único lecho fluidizado. Tras la metanación, se hace pasar por un recuperador de

calor antes de llevarlo a un scrubber, donde se elimina el amoniaco que pueda llevar el gas; y a un

condensador para retirar el agua. Antes de retirar el CO2 y el H2 en sus respectivos scrubber, se

comprime el gas para hacer más efectivas dichas separaciones y obtener el SNG a las condiciones

deseadas. Para finalizar, se debe notar que a diferencia del resto de eliminaciones realizadas en el

proceso, la de H2 no se emite sino que se recircula antes del precalentamiento del segundo scrubber de

eliminación de H2S.

2.3 Perspectiva

Actualmente se están desarrollando distintos proyectos de producción de SNG a nivel industrial en países

como China o Suecia, en el primero a partir de carbón y en el segundo a partir de biomasa.

En 2012, en China se habían propuesto más de 30 proyectos de SNG con una capacidad de 120·109 m3/ año.

Sin embargo, un nuevo informe, en 2013, establece que son 40 propuestas con un total de capacidad de

alrededor de 200·109 m3/año de gas, excediendo la demanda total de gas natural de China. En este mismo año,

el gobierno central de China aprobó 9 proyectos de plantas de SNG a gran escala con una capacidad total de

37,1·109 m3/año de gas natural, ver tabla 4 [20].


Tabla 4. Proyectos de SNG aprobados por el gobierno Chino en 2013 [20].

Compañía Localización Capacidad estimada (109m

3/año)

Datang Inner Mongolia/Chifeng 4,0

Datang Liaoning/Fuxin 4,0

Huineng Inner Mongolia/Ordos 1,6

China Kingho Group Xinjiang/Lli 5,5

CPI Corporation Xinjiang/Lli 6,0

Xinwen Mining Group Xinjiang/Lli 4,0

Guodian Inner Mongolia/Hinggan League 4,0

CNOOC Shanxi/Datong 4,0

Xinmeng Energy Inner Mongolia/Ordos 4,0

Por otro lado, en Europa se han realizado varios estudios de la síntesis de SNG a partir de biomasa en los

institutos de investigación mencionados en el apartado 2.2, desembocando en la construcción de proyectos

industriales de producción de SNG a partir de residuos forestales en Suecia de 20 MW en 2012 y de 80 MW

para 2016 [21].

8

3 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

En este apartado se expondrán los procesos de síntesis de SNG a partir de carbón y biomasa analizados en este

estudio para poder comparar ambos procesos.

3.1 Proceso a partir de carbón

Esta opción es interesante para países como USA y China pues poseen una gran reserva de carbón. Tal es el

interés, que en 2009 la única planta de producción de SNG a partir de carbón se encontraba en Estados Unidos

y se preveía que entre 2010 y 2014 estuviesen en funcionamiento más plantas de esta índole.

En este proceso se distinguen tres secciones: gasificación del carbón, sistema de purificación de gas de síntesis

y metanación de dicho gas. A continuación se pasa a describir cada una de ellas.

1. Gasificación

En esta sección se produce la combustión del carbón y su gasificación de modo que las reacciones

involucradas en esta sección son [6]:

(1) C + CO2 → 2CO

(2) C + H2O → CO + H2

(3) C + 2H2 → CH4

(4) CO + H2O ↔ CO2 + H2

(5) CO + 1/2O2 → CO2

(6) H2 + 1/2O2 ↔ H2O

(7) CO + 3H2 ↔ CH4 + H2O

Dicha sección se modelará como se muestra en la figura 6, con las condiciones de operación que

aparecen en ella.

Figura 6. Gasificación de carbón [6].


Tanto el combustor como el gasificador son lechos fluidizados que trabajan a una temperatura menor de

1000 ºC, por lo que el gas de síntesis producido es rico en metano con respecto al producido en

reactores de lecho de arrastre. Por tanto, para modelar esta etapa se deberá incluir la reacción (7) [6].

Como se puede observar en la figura 6, para la combustión se introduce carbón y aire comprimido a la

presión de trabajo, mientras que para la gasificación se introduce carbón y vapor de agua. Notar que se

recircula el carbón que no se ha gasificado por completo al combustor y también, que se da una

transferencia de calor del combustor al gasificador.

2. Sistema de purificación de gas de síntesis

En ella el gas obtenido de la gasificación debe limpiarse, es decir, se eliminan aquellos compuestos no

deseados y contaminantes como pueden ser ácidos o CO2 [6]. Esto se consigue mediante torres de

absorción.

En este estudio, se supone que dicha limpieza posee un rendimiento del 100 %, de modo que el gas de

síntesis estará compuesto por H2, CO2, CO, CH4 y N2.

3. Metanación

Esta etapa busca valorizar el gas de síntesis aumentando su contenido en CH4, para ello se producen las

reacciones (7) y (8).

(8) CO2 + 4H2 ↔ CH4 + 2H2O

Para favorecer dichas reacciones se usa un catalizador de Ni cuyo rango de temperaturas admisible es

240÷500ºC, pudiendo soportar como máximo 700ºC. Además, se recomienda trabajar a presiones

superiores a 20 bar [6].

En la simulación se introducirá el gas de síntesis a 260 ºC y la salida no deberá superar los 500ºC. Se

realizarán dos refrigeraciones intermedias para aumentar el grado de conversión de las reacciones y se

seguirá un esquema como el que aparece en la figura 7 [6].

Como se puede observar en la figura 7, el gas que se introduce a la sección de metanación es un gas de

síntesis procedente de la sección de enfriamiento y purificación. Esta corriente de entrada se divide en

otras tres, la primera es enviada al primer reactor de metanación junto con parte del vapor de salida de

dicho reactor, que es recirculado usando un compresor. La parte que no ha sido recirculada se envía al

segundo reactor de metanación con la segunda corriente de gas de síntesis y luego, del mismo modo, la

salida del segundo reactor es enviada al tercer reactor de metanación con la tercera corriente del gas de

síntesis. Finalmente, la salida del tercer reactor de metanación es enfriada y enviada a la sección de

absorción de CO2, posteriormente se le retira el agua y se obtiene el SNG [6].

Este proceso presenta dos desventajas:

1. La sección de purificación es necesaria a la salida del gasificador para retirar CO2 y H2S, pues este

último es un veneno para los catalizadores usados en la metanación. También se debe usar otra

sección de purificación para la salida del reactor y una última para separar el producto del CO2 [6].

Dichas etapas no se pueden eliminar porque sino el rendimiento del proceso y la calidad del

producto disminuiría notablemente.

2. El uso de un compresor supone una complicación en la planta y un consumo importante de energía.

Para evitarlo, la única posibilidad sería no realizar esa recirculación pero esta solución puede

suponer mayores costes que los generados por el compresor.

Descripción del proceso

10

Figura 7. Metanación del proceso de síntesis de SNG a partir de carbón [6].

3.2 Proceso a partir de biomasa

En este apartado se procede a describir todo el proceso de síntesis de gas natural sintético a partir de biomasa

basándose en los estudios realizados por los centros mencionados en el capítulo 2.

La síntesis de SNG a partir de biomasa se puede resumir en cuatro etapas: gasificación indirecta con vapor,

limpieza de gas de síntesis, metanación y tratamiento del gas de metanación, ver figura 8.

Figura 8. Diagrama de bloques del proceso de SNG a partir de biomasa [3].


1. Gasificación indirecta con vapor

Consiste en convertir la biomasa en gas de síntesis. Para ello, son necesarias dos etapas: la pirólisis

(proceso térmico en el que la biomasa es calentada en ausencia de un agente oxidante) y la combustión,

donde se oxida el carbono restante con objeto de tener calor para la reacción de gasificación, pues es

endotérmica.

En esta etapa se pueden usar distintas tecnologías de gasificación que han sido creadas y analizadas por

los centros de investigación mencionados y descritos en el capítulo 2. Según la tecnología que se use se

tendrán unas condiciones de operación u otras.

En este estudio se ha considerado que la gasificación se lleva a cabo en un gasificador del tipo

MILENA, descrito en el apartado 2.2, pues es del que se disponen más datos de operación.

2. Limpieza de gas de síntesis

Esta etapa es necesaria porque en la gasificación o en la pirólisis el gas de síntesis que se produce

contiene compuestos perjudiciales e indeseados para el proceso como son los alquitranes, las cenizas, el

polvo y compuestos de cloro y/o azufre [3].

Las cenizas se retiran con un ciclón y el alquitrán y el polvo se eliminan de la corriente de gas de

síntesis gracias a un scrubber, existiendo varias posibilidades realizadas por los centros mencionados en

el capítulo 2. Tras éste, el gas que se obtiene se compone mayoritariamente de CO, CO2, H2, CH4, C2H4

y C6H6, que pueden ser usados en calderas o turbinas de gas.

Debido a esta composición se hacen necesarias otras etapas de limpieza como una hidrodesulfuración

para convertir los compuestos con azufre en H2S, una adsorción de Cl y otra de S, un reforming y un

scrubber de aminas. De este modo, se logra obtener un gas compuesto en su mayoría por CO y H2 [7].

3. Metanación

Esta etapa persigue obtener un gas de síntesis con mayor contenido en metano por medio de las

siguientes reacciones fuertemente exotérmicas, en las que hay riesgo de coquización (reacción

indeseable porque provoca pérdida de eficiencia en la conversión y desactivación de catalizador) a

temperaturas bajas y altas presiones, por lo que se mezcla la corriente de gas de síntesis con vapor o gas

inerte a la entrada del reactor para evitarlo.

(1) 2CO → C + CO2 ΔHR300ºC = -173,6 kJ/mol

(3) 2H2 + C → CH4 ΔHR300ºC = -82,7 kJ/mol

(4) CO + H2O ↔ H2 + CO2 ΔHR300ºC = -39,2 kJ/mol

(7) CO + 3H2 ↔ CH4 + H2O ΔHR300ºC = -217 kJ/mol

(8) CO2 + 4H2 ↔ CH4 + 2H2O ΔHR300ºC = -178 kJ/mol

Este estudio se ha centrado en esta etapa por ser la que da valor al gas de síntesis, produciendo un SNG

con el porcentaje de metano que lo hace competitivo en el mercado. Para ello, se dan cuatro reacciones

de metanación, (1), (3), (7) y (8); y una water-gas-shift (4) que permitirá generar más hidrógeno,

prolongando así la producción de metano. Las reacciones (1) y (3) se pueden despreciar debido a la

presión de trabajo (28 bar), puesto que con esta presión la conversión de estas reacciones es muy baja.

De este modo, en este estudio sólo se considerarán las reacciones (4), (7) y (8).

Al tener alto contenido en CO y CO2 hay un aumento de temperatura que puede producir sinterización

del catalizador o formación de carbono alrededor del mismo (coquización). Las posibles soluciones para

estos fenómenos son [8]:

Descripción del proceso

12

1. Hacer recirculaciones de la corriente del gas producido para que actúe como diluyente: con esto se

disminuye la necesidad energética en dichas recirculaciones. Pero en un proceso adiabático supone

un aumento de la temperatura.

2. Realizar la metanación en un reactor encamisado: el calor de reacción se usaría para generar vapor

a partir del agua que se usa en la camisa para enfriar. Esto hace disminuir la temperatura en el

reactor lo que provoca una disminución de la velocidad de las reacciones, de modo que se

requerirá usar un catalizador más activo. Pero éste puede que ya haya perdido la gran mayoría de

su actividad por su uso o por envenenamiento de elementos como el azufre.

Estas soluciones sólo se podrán adoptar con un catalizador que sea estable y mantenga cierta actividad

en un determinado rango de temperatura. Y son estos dos parámetros los que determinarán el layout

óptimo del proceso de metanación. El catalizador que se usará en este estudio será el MCR-2x de

Topsoe porque puede operar entre 250ºC y 700ºC e incluso puede ampliar su rango de operación a un

intervalo de 200ºC a 700ºC combinándolo con otro catalizador que no sea de níquel [8].

La necesidad de altas temperaturas implica elevado coste de equipos. Para reducir esta temperatura se

puede:

1. Usar gas inerte, que acompaña o se añade al gas: medida que puede requerir energía adicional para

poder utilizarlo y tampoco supone un método muy eficiente.

2. Añadir producto gaseoso a la corriente del gas de síntesis: es una medida más eficiente que la

anterior y permite alterar el equilibrio de las reacciones de metanación. Lo más eficiente es añadir

CH4 en vez de vapor porque éste requiere enfriamiento tras su eliminación. Esta adición se

consigue mediante reciclos que pueden ser muy beneficiosos haciendo que la temperatura de salida

del primer reactor sea del orden de 150 ºC superior que sin esta solución, lo que supone las

siguientes ventajas:

a. Uso del vapor de alta para generación eléctrica.

b. Disminución de consumo de vapor, además de menor consumo energético.

c. Menos reciclos, además de menos compresores de reciclo, menor volumen de catalizador y

reducción de costes.

En resumen, se van a usar reactores adiabáticos de lecho fluido que trabajarán a una temperatura de

entre 260 ºC y 500 ºC, a una presión superior a 20 bar y con catalizadores de níquel [3]. Además, se

realizarán refrigeraciones intermedias, siendo lo más efectivo debido al carácter exotérmico de las

reacciones [9]. En el modelado de estos reactores se asumirá que la composición de salida del gas está

en equilibrio químico a la temperatura de operación correspondiente.

4. Tratamiento del gas de metanación

Tras la metanación se tiene un gas de síntesis con mayor contenido en metano pero también con vapor

de agua y dióxido de carbono. De este modo, es necesaria esta etapa para retirar el vapor de agua y el

dióxido de carbono del gas de síntesis, obteniendo así el SNG deseado.

Para eliminar el H2O se puede condensar, adsorber o absorber. La condensación es la que se realizará en

este estudio y ocurre a 5 ºC a 28 bar.

Para eliminar el CO2 se usa pressure swing adsorption (PSA), scrubbers con agua a presión o amina,

sistemas de membrana o de criogenia. En este estudio se comprime el gas hasta 40 bar para eliminar el

CO2 mediante una torre de absorción [3].

13

4 SIMULACIÓN

La simulación que se lleva a cabo en este estudio es únicamente de la etapa de metanación y tratamiento del

gas de metanación. Para la descripción de la misma, primero se especificarán los datos de partida y

suposiciones. Tras esto, se describirá cómo se ha simulado cada proceso mostrando el correspondiente

diagrama de flujo generado en Aspen Plus V8.0 y las condiciones de operación de cada uno de los equipos.

4.1 Suposiciones y datos de partida

Para facilitar la realización de dicho estudio se han hecho las siguientes suposiciones.

Rendimiento de las etapas de limpieza anteriores del 100%, teniendo gases de síntesis compuestos

por H2, CO, CO2, CH4 y N2.

Plena disposición de todas las utilities necesarias.

Las refrigeraciones se hacen con agua de refrigeración.

4.1.1 Síntesis a partir de biomasa

Para este caso se han estudiado varios supuestos con distintas composiciones de gas de síntesis, definidas en la

tabla 5. Esto se ha realizado así para analizar la influencia que tiene la composición del gas de síntesis en el

rendimiento de la etapa de metanación y por tanto, en la composición del SNG final.

Tabla 5. Composiciones del gas de síntesis a partir de biomasa [15], [16].

% molar Opción 1 Opción 2 Opción 3

H2 34,2 33,37 34,2

CO 32,2 30,83 32,2

CO2 20,4 21,3 10,4

CH4 13,0 14,5 23,0

N2 0,2 0,0 0,2

4.1.2 Síntesis a partir de carbón

En este caso sólo se ha estudiado una posibilidad porque se quiere comparar las distintas opciones del caso

anterior con un mismo supuesto de síntesis de SNG a partir de carbón para que el estudio sea concluyente.

El gas de síntesis obtenido tras la gasificación de un determinado carbón es la que aparece en la tabla 6.

Tabla 6. Composición del gas de síntesis a partir de carbón [6].

% molar (base seca)

H2 55,35

CO 27,68

CO2 12,73

CH4 3,94

N2 0,30

Simulación

14

4.2 Simulación

Para todas las simulaciones se ha empleado el método termodinámico de Peng-Robinson (PR), ya que se

desarrolló inicialmente para hidrocarburos y gases ligeros [17]. Por tanto, se ajusta a los procesos que se

simulan a continuación, al tratarse de gases ligeros poco polares.

4.2.1 Síntesis a partir de biomasa

Para simular este proceso se han usado reactores R-Gibbs seguidos de intercambiadores de calor del tipo

Heater para hacer las distintas refrigeraciones intermedias. Además, se han usado separadores de tipo Flash2

para simular la eliminación de H2O y de tipo Sep2 en la eliminación de CO2 y adecuar el SNG de salida. Los

compresores y turbinas usados son de tipo isentrópico.

Como se puede observar en el diagrama de flujo, Figura 9, se realizan dos recirculaciones principalmente de

CO2 y H2O que se unen con el gas de síntesis en un mezclador para ser introducidos en el primer reactor y así

reaccionar. Una vez han reaccionado en los tres reactores, con sus refrigeraciones intermedias, los productos

llegan a un condensador donde se elimina el H2O. Luego, se comprime para poder eliminar el CO2 y, tras esto,

se vuelve a comprimir y a separar lo que haya quedado de las otras separaciones con el objetivo de obtener el

SNG con la composición y a la presión deseada.

En cuanto a las recirculaciones notar que se adecuan a las condiciones de entrada de la alimentación para

obtener la corriente de entrada al reactor en las condiciones óptimas. Si se observa el reciclo de H2O se puede

apreciar que se condensa para después evaporar. Esta evaporación se puede hacer con un heater, como en la

figura 9, o se puede utilizar la corriente del condensado como fluido refrigerante para las refrigeraciones

intermedias que se llevan a cabo en el proceso, siendo una opción de mayor eficiencia energética y

permitiendo ahorrar coste de equipos y utilities, como se demostrará en el capítulo 6.

En la figura 9, no solo se representa el diagrama de flujo del proceso sino que también se indican las

temperaturas y presiones de cada corriente y se adjunta un cuadro en el que aparecen las condiciones de

operación de cada equipo.

4.2.1.1 Variables de análisis

Las variables sobre las que se pueden inferir y poseen mayor relevancia en el proceso de metanación son:

- La composición del gas de síntesis: esta depende del gasificador y la limpieza a la que se somete el

gas de síntesis. Para este estudio, los datos tomados proceden de estudios realizados con el gasificador

MILENA y el scrubber OLGA, desarrollados por el centro de investigación ECN, pues son de los

datos que se han podido disponer. Aún con el mismo gasificador, son distintos porque también influye

la potencia energética que se produce.

Por todos estos detalles y porque condiciona la etapa de metanación se ha tomado como variable de

estudio la composición del gas de síntesis.

- La relación de recirculación de la corriente de CO2: dicha variable supone una mayor o menor

cantidad de emisión de CO2 a la atmósfera, que dependiendo de su dimensión será capaz de ser

utilizado por la biomasa en un tiempo determinado. También, supone una mayor producción de CH4

al recircularse gracias a la reacción (8) pero debe tenerse en cuenta que llegada una cantidad de CO2

recirculada la reacción (4) puede invertirse, disminuyendo la producción de H2 y, por tanto, la de CH4.


Figura 9. Diagrama de flujo del proceso de síntesis de SNG a partir de biomasa sin integración energética.

Simulación

16

4.2.2 Síntesis a partir de carbón

Para simular este proceso se han usado reactores R-Gibbs seguidos de intercambiadores de calor del tipo

Heater en las distintas refrigeraciones intermedias. Para las divisiones de corrientes se ha usado Split y en las

uniones mezcladores de tipo Mix. Además, se han usado separadores de tipo Sep2 para la eliminación de H2O

y la adecuación del SNG.

Como se puede observar en el diagrama de flujo, Figura 10, se realiza una recirculación del 15% de la

corriente de productos del primer reactor, gracias a un divisor de corriente, que se une con el gas de síntesis en

un mezclador para ser introducidos en el primer reactor y así reaccionar. El otro 85% restante pasa a reaccionar

en el segundo reactor de metanación junto con una fracción del gas de síntesis sin reaccionar. La corriente de

producto obtenida en este reactor se lleva al tercero y nuevamente se introduce con una parte del gas de

síntesis sin reaccionar. Una vez se han producido las reacciones en los tres reactores con sus refrigeraciones

intermedias, se eliminan los compuestos indeseados de los productos para obtener el SNG deseado.

En la figura 10, además de mostrarse el diagrama de flujo del proceso se indican las temperaturas y presiones

de cada una de las corrientes del proceso y se adjunta una tabla donde se señalan las condiciones de operación

de cada equipo.

En vista del desarrollo de este proceso y del proceso a partir de biomasa se aprecian claras diferencias entre

ellos. En primer lugar, el gas de síntesis en ambos procesos es bastante distinto en cuanto al contenido en H2 y

CH4, siendo el proceso a partir de biomasa el que tiene mayor contenido en CH4 y menor H2, en comparación

con el del carbón. Por esto, cabe esperar el uso de tecnologías distintas para lograr valorizar dicho gas de

síntesis. Otra diferencia, es el flujo de gas de síntesis en los procesos, mientras en el proceso de síntesis a partir

de biomasa es lineal, es decir, todo el gas de síntesis reacciona a la vez y va pasando de un reactor a otro; en el

otro proceso el gas de síntesis es introducido por fracciones, una en cada reactor. De este modo, en este último

proceso siempre entra gas de síntesis sin reaccionar en los reactores de metanación.

En cuanto a las semejanzas de ambos procesos, notar que ambos realizan refrigeraciones intermedias para

poder aumentar el grado de conversión en los reactores y la cantidad de CH4 en el gas.


Figura 10. Diagrama de flujo del proceso de síntesis de SNG a partir de carbón.

18

5 VIABILIDAD ECONÓMICA

5.1 Introducción

En este capítulo se estudiará la viabilidad económica del proyecto completo en tres escalas diferentes para ver

cómo influye ésta en la inversión. Para ello, es necesario evaluar la inversión en cada caso mediante tres

parámetros: el valor presente neto (VPN), la tasa interna de rentabilidad (TIR) y el periodo de recuperación

(PB). Dichos parámetros, determinarán la aceptación o rechazo de la inversión del siguiente modo: sólo se

aceptará la inversión si la TIR es mayor del 10 % y si el VPN es positivo durante toda la vida del proyecto.

Para llevar a cabo este estudio se ha realizado el análisis convencional de los flujos de caja anuales con el

objeto de ver cómo evoluciona la economía de la planta y también, dar una orientación sobre las ganancias en

cada momento.

Durante todo el análisis, se ha asumido que la planta trabaja 350 días al año, es decir, 8400 horas/año. Además,

se asumirá una tasa impositiva del 35 %, un interés del 10 %, la vida de operación de la planta de 10 años, la

depreciación de los equipos lineal en 5 años y que la financiación se hará totalmente con recursos propios.

Para evaluar el proyecto completo se ha dividido en dos secciones, una de gasificación y limpieza, y otra de

metanación y acondicionamiento. De la primera sección, los costes se obtendrán de bibliografía mientras que

la segunda se simulará y desglosarán todos los costes. Para que la unión de las dos secciones sea lo más real

posible se ha estimado que hay una pérdida del 30 % de potencia de una sección a otra, es decir, al final de la

segunda sección se obtiene una potencia menor que la obtenida al final de la primera. De este modo, para el

caso base se han tomado los datos de una planta de gasificación de 298 MWt y se ha simulado la segunda

sección como una planta de 208,6 MWt.

Los casos que se van a estudiar son los expuestos en la tabla 7, que también recoge los costes de la sección de

gasificación. Los datos de gasificación se han obtenido de la referencia [12], la cual estudia la gasificación de

biomasa para la generación de energía térmica en la industria, y los de metanación se han calculado como

.

Tabla 7. Casos de estudio de viabilidad económica [12].

Caso base Caso 1 Caso 2

Potencia gasificación

(MWt)

298 400 200

Potencia metanación

(MWt)

208,6 280,0 140,0

CFgasificación (M$) 28,5 30,2 29,6

COAgasificación

($/MWh)

22,5 24,7 23,3


5.2 Metodología

Para evaluar los costes se usará el método de Guthrie. Este método calcula por separado los costes de la planta.

De modo que, el total de los costes de la planta son:

Siendo CT el coste total del proyecto, CF los costes fijos y COA los costes anuales de operación.

5.2.1 Costes fijos

Este coste será el cúmulo de todas las inversiones iniciales y costes fijos del proyecto. En él aparecen coste de

equipos (CE), costes de adecuación del terreno e infraestructuras (Cinf), costes de implantación del proceso

(CConst), costes para imprevistos o contingencias (CCont), costes de honorarios (CHon) y los costes de los

servicios auxiliares (CAux), como oficinas, mantenimiento, salas de control, etc.

Estos costes se calcularán uno por uno como se indica a continuación.

- Coste de equipos (CE)

Incluirá los costes de transporte e instalación de los equipos. El coste de cada equipo será buscado

según sus características en la referencia [10]. En caso de que no se pueda visualizar el precio para las

condiciones exactas se utiliza la siguiente fórmula para obtener el coste real en base a uno de

referencia, tomado en dicha web.

Siendo F el factor de escala.

- El resto de costes fijos

El resto de los costes fijos se calcularán en base al coste del total de los equipos como se especifica a

continuación.

5.2.2 Costes anuales de operación

Los costes anuales de operación incluirán el coste de los trabajadores, las utilities y un porcentaje de los costes

fijos. Cada uno de estos costes se evaluará del siguiente modo.

- Coste de los trabajadores (CTr)

Se supondrá la necesidad de tener contratados para la segunda sección tres ingenieros de proceso, tres

supervisores técnicos y seis operadores en cada turno. Asumiendo que la jornada se divide en tres

turnos de 8 horas se requiere un total de treinta y seis trabajadores, sin incluir los de oficinas,

mantenimiento, etc., que se suponen incluidos en la primera sección. A efectos de cálculo se supone

necesario el mismo número de trabajadores en todos los casos. Los salarios de estos trabajadores en el

año 2014 se muestran en la tabla 8. Los datos del año 2014 se han calculado a partir de los del año

2010, obtenidos de la bibliografía [11], corrigiéndolos con el IPC desde la web del instituto nacional

de estadística.

Viabilidad económica

20

Tabla 8. Salario de empleados en 2014 [11].

Tipo de contrato Salario ($) en 2014

Ingeniero de proceso 45.600

Supervisor técnico 30.400

Operador 26.600

CTr= 45.600·3·3+30.400·3·3+26.600·6·3=1,16 millones de $

- Coste de utilities (CUt)

Este coste será principalmente de la demanda de agua de refrigeración, vapor y electricidad de los

equipos de proceso. Para obtener este parámetro se evalúa la necesidad de cada una de las utilities y

con los siguientes datos de costes se calcula el de uso de cada utility.

El agua de refrigeración se tendrá a 30 ºC y a 5 ºC y el vapor será saturado a 85 bar. Con estos datos

el coste medio de cada uno de ellos es: 6,3·10-3 $/kg de vapor, 0,27 $/GJ para agua de refrigeración y

para la electricidad 0,05 $/kWh [11].

- Coste anual de operación (COA)

5.2.3 Costes de puesta en marcha (CPM)

Estos costes representan la cantidad de dinero necesaria para poner en marcha la planta y financiar los

primeros meses de operación, antes de obtener ingresos del proceso. Normalmente, este dinero suele ser para

cubrir gastos de salarios, materias primas y algunas contingencias. Se calcula como sigue.

5.3 Análisis de costes

Una vez se han calculado todos los costes de la planta, se deben analizar para valorar la viabilidad del

proyecto, estudiando los parámetros que se mencionaron en la introducción de este capítulo.

5.3.1 Estudio del valor presente neto (VPN)

Se basa en la acumulación de flujos de caja, permitiendo ver el momento de entrada o salida de dinero al

proyecto. Se suele medir en un periodo limitado de tiempo y consiste en los siguientes parámetros:

- Ventas (V)

Son todos los ingresos obtenidos por la venta del producto de la planta. En este caso, el producto es el

SNG y se supondrá un precio de venta igual al del gas natural. Actualmente este precio de venta es de

45,1146 $/MWh, según la comisión nacional de los mercados y la competencia [19], considerando el

cambio de euro a dólar americano de 1,34 $/€.

- Depreciación (D)

Es la pérdida de valor de los activos fijos como son los equipos o las infraestructuras, excluyendo los

terrenos. Esta depreciación se puede calcular de varias formas, en este estudio se ha asumido que es


lineal en el tiempo y se realiza en 5 años.

Siendo nd los años en los que se realiza la depreciación.

- Beneficios antes de impuestos (BAI)

Este beneficio es el obtenido sin tener en cuenta los impuestos y se calcula como:

- Impuestos (I)

Es el porcentaje del BAI que hay que pagar al estado. En este estudio será un porcentaje del 35%.

- Beneficios después de impuestos (BDI)

Es el resultado de descontarle al BAI los impuestos.

- Flujo neto de caja (FNC)

Representa el resultado del ejercicio al final del año con todos los descuentos realizados.

- Flujo neto de cada actualizado (FNCact)

Es el resultado de actualizar el FNC, es decir, representar dicho flujo de caja en valor monetario del

año en el que se haga.

Siendo k la tasa de descuento con un valor del 10% e i el número del año en que se haga.

- Flujo neto de caja actualizado acumulado (FNCacum)

Es el resultado de ir sumándole el FNCact del año anterior al actual. De este modo, al final de la vida

del proyecto el FNCacum del último año será el VPN.

El VPN analiza si se obtiene o no beneficios en la inversión. De modo que, si VPN>0 se tienen

beneficios.

5.3.2 Tasa interna de rentabilidad (TIR)

Indica qué tasa de descuento se debe aplicar a la inversión para recuperarla en el periodo de vida del proyecto.

En otras palabras, es la tasa de descuento que anula el VPN.

5.3.3 Periodo de recuperación o PayBack (PB)

Es el número de años en el que se recupera la inversión inicial, es decir, el año i en el que el VPN se anula.

22

6 RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Los resultados que se van a mostrar son los obtenidos para una planta de 208,6 MWt porque es del tamaño de

planta del que se disponen datos. Por esta razón, aunque es de mayor interés analizar intalaciones de mayor

potencia (por ejemplo, de 1000 MWt) se estudia una más pequeña, al no disponer de la información necesaria

de los costes referentes a los procesos aguas arriba de la etapa de metanación. Además, dicha planta se ha

simulado como se ha expuesto en el capítulo 4.

6.1 Análisis de composición del gas de síntesis

En este análisis se ha observado cómo varía la composición del SNG de salida, las emisiones y el rendimiento

al cambiar la composición del gas de síntesis. Los resultados para cada supuesto, incluyendo la síntesis a partir

de carbón, se muestran en la siguiente tabla.

Tabla 9. Composición de SNG obtenida en cada caso de estudio.

Opción 1 Opción 2 Opción 3 Carbón

%molar SNG SNG SNG SNG

H2 3,20 3,88 2,47 2,80

CO 0,00 0,00 0,00 0,32

CO2 6,73 6,59 3,78 13,35

CH4 89,46 89,53 93,27 82,52

N2 0,62 0,00 0,48 1,01

En vista de los resultados se puede decir que la opción 3, descrita en el capítulo 4, es la que genera un SNG de

mayor valor energético, pues presenta mayor cantidad en CH4, y es también el que menor CO2 tendría en su

composición. Notar que en el proceso a partir de carbón el producto sale con CO en su composición y

mayor cantidad de CO2 provocando que sea un combustible menos eficiente que en los casos a partir de

biomasa.

Si comparamos estos resultados de composición de SNG a partir de biomasa con algunos datos de

bibliografía, como los mostrados en la tabla 10, se aprecia cómo están en torno al rango de composiciones

que se han obtenido en distintos estudios, por lo que se puede decir que la simulación realizada representa

bastante bien la realidad. Estos estudios corresponden a plantas de distintas características. De forma que,

la denominada estudio 1 es una planta cuya biomasa es madera compactada y presión de trabajo de 3

MPa; el estudio 2 consiste en una CFB de oxígeno que trabaja a 1 MPa; el estudio 3 es una planta

alotérmica de 100 kPa y el estudio 4 trata una planta alotérmica de biomasa de una potencia de entre 20 y

40 MWt.

Tabla 10. Composición de SNG de diferentes estudios [3], [18].

Estudio 1 Estudio 2 Estudio 3 Estudio 4

%molar SNG SNG SNG SNG

H2 2,5 3,9 4,1 4,8

CO2 5,1 3,3 1,8 3,3

CH4 90,5 89,9 90,7 88,7

N2 1,7 2,4 3,0 3,2


Otro aspecto a tener en cuenta es la cantidad de H2, CO2 y H2O generada en el proceso que se envía fuera

de éste. Dichas cantidades se muestran en la tabla 11, donde se observa que la opción 3 es la que menos

CO2 produce mientras que la opción 1 es la que más. Sin embargo, si se observa la cantidad de H2 es la opción

3 la que menos genera de este compuesto y la opción 2 es lo opuesto. Además, se debe notar que en el caso de

la síntesis a partir de carbón no se produce H2 pero es el que más cantidad de H2O genera. Otro aspecto

reseñable son las presiones a las que descargan estas corrientes, pues esto implica que se deben dirigir a

antorcha y no a la atmósfera al tener presiones bastante superiores a la atmosférica.

Tabla 11. Flujos de salida del sistema en cada caso de estudio.


kmol/h Emisiones Emisiones Emisiones Emisiones

H2 29,82 36,08 22,11 0,00

CO 5,37 4,49 3,38 0,00

CO2 982,08 958,55 531,46 539,06

H2O 1,64 1,61 1,03 458,52

F (kmol/h) 1018,91 1000,73 557,98 997,58

F (kg/h) 43461,21 42412,86 23547,19 31984,30

Q(m3/h) 380,44 376,02 210,27 517,76

T(ºC) 88,62 88,68 89,13 45,00÷150,00

P(bar) 66 66 66 28

En primer lugar, para la evaluación del rendimiento de la metanación de la producción de SNG se ha definido

éste como:

Donde,

HHVSNG es Poder calorífico superior del SNG en kJ/kmol.

QSNG es el caudal de SNG en kmol/h.

HHVFEED es Poder calorífico superior de la alimentación en kJ/kmol.

QFEED es el caudal de alimentación en kmol/h.

Después, se ha calculado dicho rendimiento para cada opción obteniendo los resultados de la tabla 12.

Tabla 12. Rendimientos de cada caso de estudio.


η (%) 85,85 86,50 89,07 81,19

Como se puede observar en la tabla 12, la opción 3 es la de mayor rendimiento y la del carbón es la menor.

Las diferencias entre las opciones de síntesis a partir de biomasa no son de gran magnitud, por lo que la

composición del gas de síntesis no influye en gran medida en este parámetro.

En cuanto al caso del carbón, es destacable el hecho de que tenga menor rendimiento que las opciones de

síntesis a partir de biomasa, pues esto supone una gran ventaja para la síntesis de SNG a partir de biomasa

frente a la síntesis del mismo a partir de carbón. Con lo cual, la mayor restricción al uso de biomasa para la

síntesis de SNG deberá estar en los costes que supone llevar a cabo este proceso.

Resultados y Discusión

24

6.2 Análisis de recirculación de CO2

En este análisis se ha estudiado cómo evoluciona el contenido en metano del SNG y la cantidad de CO2

enviada a la atmósfera en función de la recirculación de la corriente de CO2. Para ello, se ha simulado la

opción 3, la óptima del apartado 6.1, para distintas relaciones de recirculación, cambiando el flujo de

alimentación para que en todas las simulaciones la potencia obtenida sea de 208,6 MWt puesto que la

composición del SNG cambia con la relación de recirculación.

La relación de recirculación se ha definido como el cociente del flujo de CO2 de la corriente RCO2 entre el

flujo de CO2 de la corriente 6,

.

Los resultados de dichos estudios son los que se muestran en las figuras 11 y 12 en las que se puede apreciar la

tendencia de cada variable de estudio en función de la relación de recirculación. De este modo, en la figura 11

se observa como a relaciones de recirculación bajas el porcentaje en CH4 del SNG tiene una ligera tendencia a

disminuir pero llegado a un valor del 60 % de relación de recirculación, este porcentaje crece hasta llegar al

valor del 70% de relación de recirculación, a partir del cual la tendencia es de disminuir. Esto se debe a las

reacciones involucradas en la etapa de metanación, que es la que se simula en este estudio junto a la etapa de

acondicionamiento del SNG. Dichas reacciones, son reversibles por lo que llegadas a un valor de la relación de

recirculación las reacciones cambian su sentido de reacción, es decir, pasan de generar a consumir CH4.

En cuanto a la figura 12, se debe notar que los cambios producidos en las salidas de CO2 del sistema en

función de la relación de recirculación son pequeños, hecho que carece de sentido porque al recircular más

CO2 se debe tener un cambio importante en las emisiones y no ligero como en este estudio. Esto se puede

deber a que el consumo de CO2 se compense con la producción a través de otras reacciones. Aún así, la

tendencia sería la representada pues al recircular más cantidad de CO2 se reduce la cantidad que sale del

sistema.

Aunque los cambios en la cantidad de CO2 que sale del sistema no son representativos, se considera

interesante recircular CO2 porque aumenta la cantidad de CH4 y reduce la cantidad de CO2 emitido por

chimenea.

Tras estos análisis, se establece como caso de estudio el de una relación de recirculación del 70% pues es el

que genera mayor contenido en CH4 en el SNG y no presenta unas cantidades elevadas de CO2.

Figura 11. Porcentaje molar de CH4 frente a relación de recirculación de CO2.

91,40

91,60

91,80

92,00

92,20

92,40

92,60

92,80

93,00

93,20

93,40

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

% m

ola

r

r

Porcentaje molar de CH4 en SNG-r


Figura 12. Cantidad de CO2 emitido frente a la relación de recirculación del CO2.

6.3 Viabilidad económica

En este apartado se pasa a exponer los distintos resultados de los parámetros de estudio, obtenidos para cada

uno de los casos definidos en la tabla 7 para una relación de recirculación y composición de gas de síntesis

elegidas como óptimas en los apartados anteriores, es decir, una relación de recirculación del 70% y una

composición de gas de síntesis como la de la opción 3 (tabla 5).

Antes de hacer la evaluación económica de cada caso se ha hecho un estudio económico para demostrar que al

hacer una integración energética se reducen costes. Este estudio, se ha realizado para el caso base y, en vista de

los resultados, se ha supuesto que también hay integración energética en los otros casos de estudio. Esta

integración energética supone quitar el heater 3, eliminando el uso de vapor y reduciendo el consumo de agua

de refrigeración ya que se usará la corriente R1,1 para enfriar la corriente 2.

6.3.1 Estudio de la instalación de 298 MWt (caso base)

En esta instalación se ha evaluado económicamente la inversión, primero sin integración energética (figuras

13 y 14), cuyo diagrama de flujo es el representado en la figura 9, y después, con integración energética

(figuras 16 y 17), siendo su diagrama de flujo el representado en la figura 15. En el caso de integración

energética se recupera la inversión en el periodo de vida establecido, mientras que sin esta integración

energética se obtiene un VPN negativo al final del mismo periodo. Este hecho muestra claramente la

importancia de realizar estudios y proyectos de integración energética en los procesos pues permiten ahorrar

una cantidad importante de dinero. De este modo, el periodo de recuperación en el caso sin integración

energética será mayor que en el otro, siendo de entre 12 y 13 años para este caso y de entre 9 y 10 años para el

otro. Otra diferencia es el valor que toma la TIR, siendo menor en el supuesto sin integración energética, 9%,

que con ella, 12%.

Como conclusión de este estudio se aconseja siempre que sea posible investigar e invertir en integración

energética en los procesos e instalaciones porque dicha operación se traducirá en grandes ahorros energéticos

y, por tanto, en reducción de costes de operación.

En primer lugar, se presentan los resultados sin integración energética que, como se ha comentado en el

párrafo anterior, presenta mayores costes anuales e iniciales que la misma instalación con integración

energética debido a que esta última tiene un ahorro de utilities y equipos.

527,50

528,00

528,50

529,00

529,50

530,00

530,50

531,00

531,50

532,00

532,50

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Can

tid

ad

de

CO

2 (k

mol/

h)

r

Cantidad de CO2 emitido-r


26

Figura 13. Flujo neto de caja (caso base) sin integración energética.

Figura 14. VPN (caso base) sin integración energética.

A continuación se representa el diagrama de flujo del proceso de estudio con integración energética, figura 15.

En ella se observan los cambios realizados con respecto al caso representado por la figura 9. Estos cambios

son la eliminación del heater 3 (H3), lo que implica la eliminación del uso de vapor para calentar la corriente

R1,1 porque ésta será calentada por la corriente 2 del proceso en el intercambiador H1, ya que dicha corriente

debe pasar de 700ºC a 300ºC y la R1,1 de 38ºC a 250ºC. De este modo, no sólo se ahorra en vapor sino

también en el agua de refrigeración que se usa en H1.

Centrándose en las figuras 16 y 17 se aprecian los flujos de caja y la evolución del VPN de la instalación

con integración energética, en la que hay un ahorro importante tanto por equipos como por utilities,

siendo el vapor una de las utilities más caras. Tanto es así, que el VPN en el caso sin integración

energética es de -1,90 M$ mientras que con ella es de 3,66 M$.

-35,00

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

M$

Año

Flujo neto de caja (caso base)

-45,00

-40,00

-35,00

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

0 2 4 6 8 10 12 14

M$

Año

VPN (caso base)


Figura 15. Diagrama de flujo del proceso de síntesis de SNG a partir de biomasa con integración energética.


28

Figura 16. Flujo neto de caja (caso base) con integración energética.

Figura 17. VPN (caso base) con integración energética.

6.3.2 Estudio de la instalación de 400MWt (caso 1)

Como se dijo al inicio de este apartado, se ha supuesto que hay integración energética en esta instalación. En

dicha instalación, se obtiene un VPN mayor que en las demás instalaciones (figura 19) por ser de mayor

tamaño. Dicho parámetro tiene un valor de 7,42 M$, siendo positivo y recuperando así la inversión inicial.

Esta recuperación se da entre los años 8 y 9 y se tiene una TIR del 13 %.

Observando y comparando la figura 18 con la figura 16 se aprecia un aumento del flujo neto de caja al final

del proyecto en este caso. Además, en la figura 19 se aprecia la disminución del periodo de recuperación de la

inversión de entorno a un año respecto al del caso anterior (figura 17). Esto surge como consecuencia de la

llamada economía de escala.

-35,00

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

M$

Año

Flujo neto de caja (caso base)

-45,00

-40,00

-35,00

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

0 2 4 6 8 10 12 14

M$

Año

VPN (caso base)


Figura 18. Flujo neto de caja (caso 1).

Figura 19. VPN (caso 1).

6.3.3 Estudio de la instalación de 200 MWt (caso 2)

En este supuesto, de producción mucho menor que las demás, se obtiene un VPN de -11,31 M$. Esto significa

que la inversión no es rentable y que no se recupera en el periodo de vida del proyecto. Por tanto, la TIR que

se obtiene es menor que la tasa impositiva, siendo su valor del 3%.

Como en esta instalación no se llega a recuperar la inversión en el periodo de vida de la instalación y el precio

de SNG establecidos se realizarán dos estudios. El primero definirá cuánto debería durar el proyecto para que

se recupere la inversión con el precio impuesto y el segundo hallará el precio que debería tener el SNG para

recuperar la inversión en el periodo de vida establecido. Para estos estudios, se anula el VPN y se despeja de su

ecuación el número de años para el primer estudio y para el segundo el valor del precio de venta del SNG.

-40,00

-35,00

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

M$

Año

Flujo neto de caja (caso 1)

-50,00

-40,00

-30,00

-20,00

-10,00

0,00

10,00

0 2 4 6 8 10 12 14

M$

Año

VPN (caso 1)


30

Figura 20. Flujo neto de caja (caso 2).

Aunque los flujos netos de caja son en su mayoría positivos (figura 20), estos no pueden compensar la

inversión inicial, por esta razón el VPN resulta negativo durante toda la vida del proyecto, como se observa en

la figura 21.

Figura 21. VPN (caso 2).

En comparación con los otros dos casos de estudio, éste no es rentable en el periodo de vida marcado. Para

que hubiese sido rentable con este precio de venta el proyecto debería haber tenido una duración de entre 25 y

26 años, es decir, supone alargar más del doble la duración del proyecto mientras que en las instalaciones de

mayor tamaño es suficiente con unos 8 o 10 años, dependiendo del caso. Por otro lado, si lo que se mantiene es

el periodo de vida del proyecto el precio de venta del SNG que hubiese anulado el VPN habría sido 47,792

$/MWh, un 5,86% mayor que el precio utilizado.

-35,00

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

M$

Año

Flujo neto de caja (caso 2)

-40,00

-35,00

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

0 2 4 6 8 10 12 14

M$

Año

VPN (caso 2)

31

7 CONCLUSIONES

En vista de los resultados obtenidos se puede concluir lo siguiente.

En primer lugar, el estudio de la influencia de la composición del gas de síntesis revela un efecto moderado de

ésta sobre el rendimiento de la etapa de metanación, pues como se puede observar en la tabla 12 los

rendimientos de los procesos de síntesis a partir de biomasa están entre el 85 y el 90 %. Bien es cierto, que la

opción 3 tiene un 3% más de rendimiento que las otras dos, mostrando así que la composición del gas de

síntesis influye en dicho parámetro. En cuanto al análisis de la relación de recirculación de la corriente de CO2,

notar que a mayor relación de recirculación menor cantidad de CO2 sale del sistema pero se obtiene menor

rendimiento o calidad en el gas natural de sustitución, al disminuir la cantidad de metano en su composición

(figura 11). De este modo, la relación de recirculación de CO2 tiene gran importancia en el proceso, siendo

determinante en el porcentaje de CH4 que tendrá el SNG y en el CO2 que saldrá del sistema.

En segundo lugar, hacer notar que el rendimiento del proceso a partir de carbón es entre un 4 y un 8 % menor

que en los casos de síntesis de SNG a partir de biomasa, ver tabla 12. Este hecho es destacable porque si este

combustible fósil, de mayor poder calorífico que la biomasa, tiene menor rendimiento en el proceso que la

biomasa genera la siguiente cuestión: ¿por qué se le ha dado prioridad al uso del carbón para la síntesis del

SNG ante el uso de biomasa si este tiene menor rendimiento?. La única explicación es que el proceso de

síntesis de SNG a partir de biomasa supone una inversión mucho mayor y más difícil de recuperar que la

necesaria en el proceso de síntesis de SNG a partir de carbón.

En tercer lugar, el análisis de viabilidad económica establece que, a mayor tamaño de planta mejor será la

inversión porque se obtiene mayor VPN, menor Payback y mayor TIR, todo esto se debe a la denominada

economía de escala. De este modo, la mayoría de las veces será más interesante invertir en un proceso a gran

escala en lugar de a pequeña escala. Esto se aprecia en los valores de los VPN de los distintos casos, siendo el

de la instalación de 400 MWt unos 18,73 M$ mayor que el de la instalación de 200 MWt y 3,76 M$ mayor

que el de la instalación de 298 MWt. Otro aspecto importante en la evaluación económica es realizar

integración energética en la planta pues, como se pueden ver en las tablas 12 y 13, dicha integración energética

supone un aumento de beneficios de la inversión de 5,56 M$ para el caso de la instalación de 298 MWt.

33

ANEXO I: TABLAS DE FLUJO DE CAJA

8.1 Flujo de caja instalación de 298 MWt (caso base) sin integración energética

Tabla 13. Flujo de caja caso base sin integración energética.

FN

CA

cu.

(M$)

-32,2

2

-40,3

6

-34,7

1

-29,5

7

-24,9

0

-20,6

5

-16,7

9

-13,3

6

-10,2

3

-7,3

9

-4,8

1

-1,9

0

FN

CA

ct

(M$)

-32,2

2

-8,1

4

5,6

5

5,1

4

4,6

7

4,2

5

3,8

6

3,4

4

3,1

2

2,8

4

2,5

8

2,9

1

FN

C

(M$)

-32,2

2

-8,9

6

6,8

4

6,8

4

6,8

4

6,8

4

6,7

0

6,7

0

6,7

0

6,7

0

6,7

0

8,3

1

BD

I (M

$)

0

0

6,4

3

6,4

3

6,4

3

6,4

3

6,4

3

6,7

0

6,7

0

6,7

0

6,7

0

6,7

0

I (M

$)

0

0

3,4

6

3,4

6

3,4

6

3,4

6

3,4

6

3,6

1

3,6

1

3,6

1

3,6

1

3,6

1

BA

I (M

$)

0

0

9,9

0

9,9

0

9,9

0

9,9

0

9,9

0

10,3

0

10,3

0

10,3

0

10,3

0

10,3

0

D (

M$

)

0

0

0,4

1

0,4

1

0,4

1

0,4

1

0,4

1

0

0

0

0

0

V (

M$

)

0

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

310,1

5

CO

A

(M$)

0

0

68,8

0

68,8

0

68,8

0

68,8

0

68,8

0

68,8

0

68,8

0

68,8

0

68,8

0

120,0

8

CI

(M$)

-32,2

2

-8,9

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1,6

1

AÑ

O

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Anexo I: Tablas de flujo de caja

34

8.2 Flujo de caja instalación de 298 MWt con integración energética

Tabla 14. Flujo de caja caso base con integración energética.

FN

CA

cu.

(M$)

-32,1

8

-40,2

0

-33,7

5

-27,8

9

-22,5

6

-17,7

1

-13,3

0

-9,3

7

-5,8

0

-2,5

4

0,4

1

3,6

6

FN

CA

ct

(M$)

-32,1

8

-8,0

2

6,4

5

5,8

6

5,3

3

4,8

5

4,4

1

3,9

3

3,5

8

3,2

5

2,9

6

3,2

5

FN

C

(M$)

-32,1

8

-8,8

3

7,8

0

7,8

0

7,8

0

7,8

0

7,8

0

7,6

6

7,6

6

7,6

6

7,6

6

9,2

7

BD

I (M

$)

0

0

7,4

1

7,4

1

7,4

1

7,4

1

7,4

1

7,6

6

7,6

6

7,6

6

7,6

6

7,6

6

I (M

$)

0

0

3,9

9

3,9

9

3,9

9

3,9

9

3,9

9

4,1

3

4,1

3

4,1

3

4,1

3

4,1

3

BA

I (M

$)

0

0

11,3

9

11,3

9

11,3

9

11,3

9

11,3

9

11,7

9

11,7

9

11,7

9

11,7

9

11,7

9

D (

M$

)

0

0

0,4

0

0,4

0

0,4

0

0,4

0

0,4

0

0

0

0

0

0

V (

M$

)

0

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

79,1

0

CO

A

(M$)

0

0

67,3

1

67,3

1

67,3

1

67,3

1

67,3

1

67,3

1

67,3

1

67,3

1

67,3

1

67,3

1

CI

(M$)

-32,1

8

-8,8

3

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1,6

1

AÑ

O

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11


8.3 Flujo de caja instalación de 400 MWt (caso 1) con integración energética

Tabla 15. Flujo de caja caso 1.

FN

CA

cu.

(M$)

-33,0

4

-43,0

5

-35,6

2

-28,8

7

-22,7

3

-17,1

4

-12,0

7

-7,5

3

-3,4

1

0,3

4

3,7

4

7,4

2

FN

CA

ct

(M$)

-33,0

4

-10.0

2

7,4

3

6,7

6

6,1

4

5,5

8

5,0

8

4,5

3

4,1

2

3,7

5

3,4

1

3,6

8

FN

C

(M$)

-33,0

4

-11,0

2

8,9

9

8,9

9

8,9

9

8,9

9

8,9

9

8,8

4

8,8

4

8,8

4

8,8

4

10,4

9

BD

I (M

$)

0

0

8,5

5

8,5

5

8,5

5

8,5

5

8,5

5

8,8

4

8,8

4

8,8

4

8,8

4

8,8

4

I (M

$)

0

0

4,6

0

4,6

0

4,6

0

4,6

0

4,6

0

4,7

6

4,7

6

4,7

6

4,7

6

4,7

6

BA

I (M

$)

0

0

13,1

5

13,1

5

13,1

5

13,1

5

13,1

5

13,5

9

13,5

9

13,5

9

13,5

9

13,5

9

D (

M$

)

0

0

0,4

4

0,4

4

0,4

4

0,4

4

0,4

4

0

0

0

0

0

V (

M$

)

0

0

106,1

8

106,1

8

106,1

8

106,1

8

106,1

8

106,1

8

106,1

8

106,1

8

106,1

8

106,1

8

CO

A

(M$)

0

0

92,5

9

92,5

9

92,5

9

92,5

9

92,5

9

92,5

9

92,5

9

92,5

9

92,5

9

92,5

9

CI

(M$)

-33,0

4

-11,0

2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1,6

5

AÑ

O

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Anexo I: Tablas de flujo de caja

36

8.4 Flujo de caja instalación de 200 MWt (caso 2) con integración energética

Tabla 16. Flujo de caja caso 2.

FN

CA

cu.

(M$)

-30,2

6

-36,5

2

-32,8

4

-29,4

9

-26,4

5

-23,6

8

-21,1

7

-18,9

3

-16,9

0

-15,0

5

-13,3

7

-11,3

1

FN

CA

ct

(M$)

-30,2

6

-6,2

6

3,6

8

3,3

5

3,0

4

2,7

7

2,5

2

2,2

4

2,0

3

1,8

5

1,6

8

2,0

6

FN

C

(M$)

-30,2

6

-6,8

9

4,4

6

4,4

6

4,4

6

4,4

6

4,4

6

4,3

6

4,3

6

4,3

6

4,3

6

5,8

7

BD

I (M

$)

0

0

4,1

8

4,1

8

4,1

8

4,1

8

4,1

8

4,3

6

4,3

6

4,3

6

4,3

6

4,3

6

I (M

$)

0

0

2,2

5

2,2

5

2,2

5

2,2

5

2,2

5

2,3

5

2,3

5

2,3

5

2,3

5

2,3

5

BA

I (M

$)

0

0

6,4

4

6,4

4

6,4

4

6,4

4

6,4

4

6,7

1

6,7

1

6,7

1

6,7

1

6,7

1

D (

M$

)

0

0

0,2

7

0,2

7

0,2

7

0,2

7

0,2

7

0

0

0

0

0

V (

M$

)

0

0

53,0

9

53,0

9

53,0

9

53,0

9

53,0

9

53,0

9

53,0

9

53,0

9

53,0

9

53,0

9

CO

A

(M$)

0

0

46,3

8

46,3

8

46,3

8

46,3

8

46,3

8

46,3

8

46,3

8

46,3

8

46,3

8

46,3

8

CI

(M$)

-30,2

6

-6,8

9

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1,5

1

AÑ

O

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

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