AVALIACÃO TÉCNICO-ECONÔMICA DA BIODIGESTÃO

ANAERÓBIA DE VINHAÇAS

MSc. Karina Ribeiro SalomonNEST / IEM / UNIFEI

II GERA: Workshop de Gestão de Energia e Resíduos na Agroindústria Sucroalcooleira

SUMÁRIO

1.Introdução2. A Vinhaça3. Biodigestão Anaeróbia4. Custo do Biogás5. Avaliação Técnica – Econômica6. Análise de Sensibilidade7. Avaliação Ambiental8. Conclusão9. Referências Bibliográficas

INTRODUÇÃO

• Processo de produção do álcool VINHAÇA • Biodigestão Anaeróbia BIOGÁS• Custo do biogás• Aplicações

Objetivo: Determinar a viabilidade econômica da implantação de diferentes projetos que utilizam biogás

proveniente da biodigestão da vinhaça em usinas sucroalcooleiras.

A VINHAÇA

NORMA CETESB – P.4231Dose:

Considera teor de K, não ultrapassando 5% CTC do solo.

Quando limite for atingido – aplicação ficará restrita a reposição considerada a extração como 185kg de K2O/ha/corte.

Processo Extração

Preparo FermentaçãoAlcoólica

BiodigestãoAnaeróbia

CANA CALDO

ALCOOL

VINHAÇA

FERTIRRIGAÇÃO

Doses aplicáveis de 100 a 300 m3/ha de acordo com a concentração de K. Biogás

A VINHAÇA

Tabela 1: Características físico-químicas da vinhaça – Usina São Martinho.

1.4001.400Potássio K2O ( mg/l)

32450Sulfato (mg/l)

3217Fósforo P2O5 (mg/l)

22040N Amoniacal (mg/l)

600550N total (mg/l)

9.00029.000DQO (mg/l)

6,94,0pH

Vinhaça (depois da biodigestão)

Vinhaça(antes da biodigestão)

Parâmetro

Fonte: Cortez et al, 1998.

BIODIGESTÃO ANAERÓBIA

Aminoácidos, açúcares Ácidos graxos voláteis, álcoois

Ácidos Graxos de cadeia longaButirato, Propianato, etc.

HidrogênioDióxido de Carbono

Acetato

MetanogêneseHidrogenotrópica

MetanogêneseAcetoclastica

MetanoDióxido de carbono

Hidrólise

Acidogênese

Acetogênese

Polímeros Complexos (Matéria Orgânica)

Proteínas – Carboidratos – Ácidos Graxos

Redução Sulfato Redução

Sulfato

Sulfito de HidrogênioDióxido de carbono

Redução Sulfato

Condições:pH

TemperaturaNutrientesToxicidade

ImpermeabilidadeTRH

Hidrólise

BIODIGESTÃO ANAERÓBIA

Benefícios:

Saneamento- Redução de DQO

Geração de Biogás – Metano

Efluente – Fertilizante (componentes valiosos N, P, K.)

CUSTO DO BIOGÁS

O custo do biogás pode ser calculado levando em consideração os custos anualizados da planta de biodigestão, a redução dos gastos com adubação mineral nitrogenada, devido a fertirrigação utilizando o efluente da biodigestão e a quantidade de biogás produzido.

Custo anual da planta de Biodigestão – Custo anual adubação nitrogenadaCusto do Biogás =

Quantidade de Biogás Gerado

R$0,014/kgR$0,06/m3

CUSTO DO BIOGÁSAdubação Nitrogenada

Guagnoni, 2003, apresentou um estudo de custos de aplicaçãoda vinhaça e outros adubos minerais por hectare.

Para o estudo em questão, o autor considerou uma quantidade 183 kgde nitrato por hectare a um valor de R$ 122,51,

a uma distancia ideal para aplicação de vinhaça de 40km.(GUAGNONI, W.C ; NAKAO, S. H. ; RIBEIRO, M. S .

Investment decisions and environment in the sugar-alcohol sector. In: Third International Conference of Iberoamerican

Academy of Management Proceedings, São Paulo-Brasil, 2003)

dias/ano180Tempo de Operação do Biodigestor

ha/ano6.000Área de Aplicação da vinhaça

m3/ha150Aplicação da vinhaça

m3/ano900.000Total de vinhaça digerida a ser aplicada

m3/ano900.000Total de vinhaça gerada por ano

Parâmetros da Planta de Biodigestão

kW250Consumo de potência elétrica

R$/ano872.189,59Custo total anualizado

m3/ano27.537.589,29Produção anual de Biogás (Qb)

m3 de biogás/kg DQOr0,45Fator de Conversão DQO - Biogás

kJ/kg27.193,9PCI

kg/N m30,784Densidade do biogas

kJ/Nm321.320PCI

%>1H2S

%40CO2

%60CH4

Composição do biogás

Nm3/dia73.125Produção diária de biogás

m3/dia5.000Vazão Diária de vinhaça

m3/dia500Produção diária de álcool

UnidadesValorItem

Avaliação Técnico-Econômica

Cenário I: Geração de energia elétrica com Motor de Combustão Interna;

Cenário II: Geração de energia elétrica com Microturbinas a gás;

Cenário III: Geração de energia elétrica com o bagaço “substituído” a partir da queima conjunta com o biogás nas caldeiras;

Cenário IV: Venda do bagaço “substituído”.

Avaliação Técnico-EconômicaPremissas Adotadas

A Taxa Mínima de atratividade é de 15 % ao ano;O horizonte estudado foi de 10 anos;A taxa de juros foi de 9,25, ao ano, sendo a TJLP (taxa de juros de longo prazo – 6,85% a.a.) mais spread do BNDES (1,4% a.a.) mais spread de risco e do agente financeiro (1,0 % a.a.) (BNDES, 2007);Tempo de vida útil dos equipamentos: 18 anos;Horas efetiva de produção e geração com biogás 4.320 horas/ano;Para fins comparativo o valor de venda de energia gerada com biogás de aterro sanitário foi fixado pelo PROINFA em R$ 169,08 / MWh (MME, mar/2004);Custo de venda com certificados de emissões evitadas, pela metodologia aprovada pelo órgão da “executive board” de MDL (Clean DevelopmentMechanism - CDM) da ONU (UNFCCC), para geração de energia elétrica a partir de bagaço de cana (Percorá, 2006). US$ 10/tCO2eq)

Total de CO2eq. Evitado (tCO2eq./ano) = Total de energia elétrica gerada (MWh/ano) xFator de Intensidade de carbono (tCO2eq/MWh)

Total de U$ (ou R$) em certificados = Total de CO2eq. Evitado (tCO2eq./ano) xValor de Certificado de emissões evitadas (CEE) (US$/tCO2eq)

Parâmetros para os cenários III e IV

Fazenda 3J, 2006R$/ton35Custo do bagaço

Proinfa, 2004R$/MWh93,77Valor normativo de venda da eletricidade a partir de bagaço

calculadoMWh3.118,05Total de energia elétrica gerada com a sobra do bagaço

calculadoton/safra5.846,34Sobra de bagaço

calculadoKg/s0,38Sobra de bagaço

calculadoMW3,61Energia produzida somente pelo biogás

calculadoKg/s0,663Consumo diário de biogás

calculadoMW44Energia produzida somente pelo bagaço

calculadoKg/s23,15Consumo de bagaço na caldeira (sem uso biogás)

Pellegrini, 2002kWh/tc100Energia gerada por tonelada de cana processada

Lora et al, 1997MJ/kg9,6PCI bagaço com 50% de umidade

Lora et al, 1997ton de bagaço

0,1501 tonelada de cana

Avaliação Técnico-EconômicaResultados

1.581.6481.201.871,05Investimentos Anualizados

--19.880,22232.245,61Sistema de interconexão elétrica

1.428,89d1.428,89d206.301,9156.765,78Custos inst.& eng.& outros

1.125,271.125,271.125,2750Sistema Limpeza dos gasesc

-1.354.340b812.859,65aSistema de Geração de eletricidade

Custos de Investimento (R$/ano)

93,7793,77169,08169,08Valor de venda de energia elétrica (R$/MWh)

--157,7664,64Custo da energia elétrica gerada (R$/MWh)

0,6630,6630,4640,464Consumo de combustível (kg/s)

20203230Eficiência elétrica (%)

--5.7745.413Potência (kW)

Características dos sistemas

Cenário IVCenário IIICenário IICenário I

Brasmetano, 2007.;Tiangco, V., 2006.; USEPA, 1997b.; Custos de dutos de biogás até a caldeira, USEPA, 1997b.; Os custos da planta de biodigestão estão inseridos no custo do biogás.; Depreciação (10% em 10 anos).

Avaliação Técnico-Econômica

Cenário IVCenário IIICenário IICenário I

0-9,973,18Tempo de Retorno (anos)

276.041,963.064.979,734.091.572,3511.994.311,01VPL (Valor Presente Líquido) (R$)

213-1,8131,17TIR (Taxa Interna de Retorno) (%)

Avaliação econômica

204.622,03375.30,525.146.029,724.204.222,72Total de Receitas Anuais

033.363,13266.905,68250.223,51Venda de CEE

204.622,03000Venda de Bagaço

04167,384.879.124,643.953.999,20Venda de Energia Elétrica

Receitas Anuais

219,95f219,95f647.944,44388.888,89Depreciação

157.449,58157.449,582.338.064,46295.234,71Custos anuais O&M

136.049,58136.049,5897.912,4695.235Custo com combustívele

21.40021.40021.4000Sistemas de Limpeza dos gases

--2.218.752200.000Sistema de Geração de eletricidade

Custos de O&M (R$/ano)

Avaliação Técnico-EconômicaResultados

Cenário I: ViávelTMA – 15% -R$106,8/MWh – Redução de 26,83%

Cenário IV: Viável.TMA de 15% - R$27,73/tonelada de bagaço. Redução 22,85%

Cenário III: Inviável.TMA de 15% - 621MWh gerados. Acréscimo de 1.400%

Cenário II: Inviável.TMA de 15% - R$217,80/MWh. Acréscimo de 28,81%

Analise de SensibilidadeCenário I

Analise de Sensibilidade do Cenário I

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

-50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50%

Variação (%)

TIR

(Tax

a In

tern

a de

Ret

orno

)

Investimento Custo do Biogas Preço de Venda de EE Preço de Venda de CEE

TMA = 15%

Analise de SensibilidadeCenário II

Analise de Sensibilidade do Cenário II

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

-50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50%

Variação (%)

TIR

(Tax

a In

tern

a de

Ret

orno

)

Investimento Custo do Biogas Preço de Venda de EE Preço de Venda de CEE

TMA = 15%

Avaliação Econômico-Financeira considerando Financiamento

A Taxa Mínima de atratividade é de 15 % ao ano;O horizonte estudado foi de 10 anos segundo o período de financiamento. Isto significa que o investidor deseja que a remuneração do projeto seja tal que, para a taxa de atratividade adotada,o valor presente líquido do fluxo de caixa seja zero no ano 10. Portanto no ano 10 o financiamento já foi amortizado e o capital próprio já retornou;Porcentagem do capital financiado pelo BNDES de 70%; (BNDES, 2007)Período total do financiamento 10 anos;Período de carência de 1 ano, pois o projeto opera apenas 6 meses/ano. Assim a carência realacaba sendo de um ano pois o BNDES considera que a planta deve estar produzindo para iniciar o pagamento do financiamento;A taxa de juros foi de 9,25, ao ano, sendo a TJLP (taxa de juros de longo prazo – 6,85% a.a.) mais spread do BNDES (1,4% a.a.) mais spread de risco e do agente financeiro (1,0 % a.a.) (BNDES, 2007);A taxa de Imposto de Renda adotada foi de 25% ao ano. (CTC, 2004);Sistema de Amortização Constante – SAC (BNDES, 2007);Tempo de vida útil dos equipamentos: 18 anos;Horas efetiva de produção e geração com biogás 4.320 horas/ano;A depreciação é linear ao longo da vida (10%);O valor residual não foi considerado, pois a análise econômica não avalia o fluxo de caixa até o final da vida útil dos equipamentos;Para fins comparativos o valor de venda de energia gerada com biogás de aterro sanitário foi fixado pelo PROINFA em R$ 169,08 / MWh (MME, mar/2004);Custo de venda com certificados de emissões evitadas, pela metodologia aprovada pelo órgão da “executive board” de MDL (Clean Development Mechanism - CDM) da ONU (UNFCCC), para geração de energia elétrica a partir de bagaço de cana, R$231.120,00 por ano (Percorá, 2006).

Avaliação Econômico-Financeira considerando Financiamento Resultados

• Cenário I: apresenta viabilidade econômica considerando o valor de venda da energia elétrica homologado pelo PROINFA, Programa de Incentivos as Fontes Alternativas. Os resultados da analise econômico-financeiro foram favoráveis a este projeto alcançando um valor de TIR de 74,75%, o VPL de R$ 7.557.691,10 e um tempo de retorno do investimento de 4 anos.

• Cenário II: o valor de venda de eletricidade que atingiu a viabilidade econômica do projeto foi de R$ 191,45 R$/MWh. Ficando 13,23%acima do valor do cenário anterior. Com este valor de venda de eletricidade a TIR se igualou ao valor da TMA de 15% e um tempo de retorno do investimento de aproximadamente 11 anos.

155,00

160,00

165,00

170,00

175,00

180,00

185,00

190,00

195,00

MCI MT

Val

or d

e ve

nda

de e

letr

icid

ade

R$/MWh

PROINFA169,08

R$/MWh

Comparação entre os valores de venda de energia elétrica nos cenários I e II.

Avaliação Ambiental – Fatores de EmissõesFatores de Emissão

0,0006

0,54

0,069

0,031

0,273

0,079

0,036

0,0772

0,0009

0,000

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

0,300

0,350

0,400

0,450

0,500

0,550

MT MCI caldeiras a biomassa caldeiras a biogas

Fato

res

de E

mis

são

(kg/

GJ)

NOx CO CO2

83.6 83.6102102

ConclusãoA geração de biogás e consequentemente de energia proveniente da

biodigestão da vinhaça são apresentadas como alternativa de tratamento da vinhaça. Além de trazer benefícios como à utilização de uma fonte alternativa de energia, valorização do resíduo e redução de gases de efeito estufa.

A opção mais interessante do ponto de vista econômico para a utilização do biogás de vinhaça na geração de energia elétrica, seria a venda da sobra do bagaço obtido da queima conjunta do biogás e bagaço nas caldeiras já existentes.

A utilização do biogás em motores de combustão interna visando a geração de energia elétrica também apresenta viabilidade econômica, tornando-se uma opção também interessante.

Como foi apresentado no cenário II a utilização de microturbinas, possui um custo mais elevado, apresentando um resultado da analise econômica desfavorável, mas apresenta vantagens ambientais relacionadas às menores emissões de poluentes. Uma microturbina emite valores menores do que 9 ppm de NOx, garantido pelo fabricante.

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Referencias Bibliográficas